Технология бескомпрессорного газлифта находит все более широкую заинтересованность со стороны нефтегазовых компаний в Краснодарском крае, на Украине, в Киргизии, Узбекистане, Туркмении, Казахстане, Тюменской области (Главтюменнефтегаз), Азербайджане, Дагестане и на Сахалине. [1].
Помимо этого, как показали зарубежные исследования, подобный газлифт оказался экономически выгодным даже в том случае, если газ высокого давления подается за несколько десятков километров на пункт очистки и осушки, а затем вновь возвращается на нефтяное месторождение с целью использования его для подъема жидкости из скважин [2].
Таким образом, актуальность данного проекта является высокой, в силу изложенных причин.
Целью работы является расчет эффективности и возможности использования новой и не применяемой ранее технологии добычи, базирующейся на совместном использовании попутного газа или газа газовой шапки как источника бескомпрессорного газлифта, а также режима расширения газовой шапки в условиях Тагульского нефтегазоконденсатного месторождения.
Задачами, необходимыми для достижения заданной цели, являются:
- Описание геологофизической ситуации на месторождении
- Создание гидродинамической модели на основе параметров месторождения
- Расчет экономического эффекта внедрения технологии бескомпрессорного газлифта
- Подсчет необходимого значения параметров для получения еще больше прибыли
Для выполнения поставленных задач был использован программный комплекс Schlumberger PipeSim, поскольку он позволяет рассчитать статическую модель многофазного течения флюида от пласта до конечной точки сбора/переработки продукции. Помимо этого, научными методами работы являются информационный поиск, обработка и систематизация информации, полученной из множества специализирующихся на данной тематике научно-исследовательских и учебных книжных источников.
1. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Геологическое строение
Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено на территории Туруханского и Дудинского районов Таймырского муниципального района Красноярского края. Районные центры п. Туруханск находится в 300 км к юго-западу от месторождения, г. Дудинка – в 140 км на северо-восток. В этом же направлении в 200 км расположен г. Норильск.
Карта территориального расположения показана на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Территориальное расположение Тагульского
Поиск и разведка месторождений нефти и газа
... "Классификации запасов нефти и горючих газов" право ведения проектных и изыскательских работ по строительству магистральных газопроводов и промысловых объектов на базе оперативных подсчетов запасов газа позволяет значительно ускорить ввод газовых месторождений новых районов в ...
месторождения
Породы-коллекторы долганской, яковлевской и нижнехетской свит представлены песчаниками и алевролитами кварц-полевошпатового состава. Породы долганской и яковлевской свит слабо сцементированы. Цемент имеет гидрослюдисто-каолинитовый состав.
Криогенная текстура песков – массивная, супесей и суглинков – слоистая. На буграх пучения и на территории болотных массивов вблизи озёр в отложениях встречаются прослойки льда мощностью до 20-30 см. При нарушении температурного режима многолетнемёрзлых пород, из-за высокой льдистости они дают большие осадки. Относительная осадка при оттаивании грунтов составляет 0,09-0,4 д.ед., у торфяников более 0,4 д.ед.
Многолетнемерзлые грунты с относительной осадкой при оттаивании 0,1 д.ед. и менее относятся к непросадочным грунтам, с осадкой при оттаивании от 0,1 до 0,3 д.ед. – к просадочным грунтам, более 0,3 д.ед. — к сильнопросадочным.
В геологическом строении Тагульского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста.
Песчаники светло-серого и серого цвета, иногда с зеленоватым оттенком, мелко-среднезернистые, глинистые, с известковистыми и каолинизированными прослоями. Алевролиты серые, буровато-серые в зависимости от содержания глинистого и углистого материала, с линзочками и прослоями мелкозернистого песчаника и аргиллита. Песчаники и алевролиты преимущественно хорошей сортировки, аркозовые, цементируются слюдисто-глинисто-каолинитовым и карбонатным материалом, содержание которого меняется. В песчаниках часто наблюдаются немногочисленные угловатые обломки темно-серых аргиллитов, пропластки и линзовидные включения углисто-глинистого материала и обугленного детрита, по плоскостям наслоения намывы слюды. Аргиллиты темно-серые, в различной степени алевритистые, зачастую содержат линзы, прослои алевролитов и песчаников более светлого цвета. В аргиллитах много растительных остатков, конкреций и включений сидерита, обломков обугленной древесины. Глинистая часть состоит из гидрослюды, хлорита, смешанослойных, каолинита. Возраст свиты ранний валанжин — ранний готерив датируется по комплексу фораминифер и спорово-пыльцевому комплексу.
По кровле долганской свиты поднятие замыкается изогипсой -980 м, имеет длину 28,3 км, и ширину 8,8-14,9 км. Высота поднятия 60 м, площадь 313,8 км2. Южный купол поднятия оконтуривается изогипсой -950 м, имеет высоту 30 м и площадь 213 км2. Северный купол по этому уровню не сформирован. На его месте находится 4 мелких брахиантиклинали амплитудой менее 10 м.
1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
пластов
Отбор керна проводился из отложений долганской, яковлевской свит.
Проходка с отбором керна по продуктивному пласту долганской свиты (Дл-I-III) составила 102 м, вынос –67,1 м. Предварительные данные керна из 112 и 159 в расчёт не принимались.
По пласту Як-III с отбором керна пройдено 368,1 м, вынос керна – 336,5 м. Остаточная водонасыщенность определялась методом центрифугирования на центрифуге ЦЛС-3 в соответствии с ГОСТ 39-204-86 «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления».
Факторы ценообразования на мировом рынке нефти
... рынка долгосрочных контактов, нарушивший стабильность поставок нефти в условиях резкого колебания цен на нефть и форс-мажорных обстоятельств. В результате цены на нефть начали устанавливаться на основе краткосрочных и спот-контрактов. Сокращение ...
Гранулометрический состав песчано-алевритовых пород определялся ситовым анализом по методу Сабанина.
В пласте ЯК-III средняя эффективная мощность составила 54 м, среднее значение пористости 28%, среднее значение проницаемости 453 мД.
По Долганской свите средняя эффективная мощность составила 30 м, среднее значение пористости 29%, среднее значение проницаемости 327 мД.
По пласту Як-III после сбора, подготовки и систематизации кернового материала были обработаны и проанализированы результаты исследований, проведенных на 33 образцах, отобранных из 3 скважин. В лаборатории ООО «НК «Роснефть» — НТЦ» (г. Краснодар) исследовано 14 образцов из 2 эксплуатационных скважин.
Образцы, исследовавшиеся в лабораториях ОАО «ТомскНИПИнефть» и ВНИГНИ (г. Москва) на некоторых графиках выбиваются из общего тренда, возможно, это связано с проведением экспериментов на разных установках, так же, возможно, различие в методике проведения экспериментов в разных лабораториях или ее несоблюдение. Поэтому в дальнейших расчетах образцы данных лабораторий не учитывались.
Анализируя результаты экспериментальных исследований, отметим, что с увеличением проницаемости породы от 120,39 до 721,7мД характеристики вытеснения нефти газом улучшаются: коэффициенты вытеснения нефти увеличиваются от 0,352 до 0,439д.ед.
Экспериментальные исследования фазовых проницаемостей в системах «нефть-вода» и «нефть-газ» проводились в лабораториях ООО «РНУфаНИПИнефть», ООО «НК «Роснефть» — НТЦ», ОАО «ТомскНИПИнефть» и «ВНИГНИ» (г. Москва).
Оценка фильтрационных характеристик породколлекторов для воды и нефти осуществлялась на моделях пласта методом экспериментального изучения процессов фильтрации двух несмешивающихся жидкостей, согласно ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».
Проведение экспериментов по фильтрации воды, нефти и газа в зависимости от лаборатории производились на установках:
В качестве нефти в экспериментах использовалась изовискозная модель нефти, подготовленная на основе дегазированной нефти, вязкость которой доводилась до вязкости пластовой нефти путем разбавления керосином и петролейным эфиром, количество которых определялось экспериментально. Модель пластовой воды готовилась на основе водного раствора NaCl. В качестве пластового газа в экспериментах использовался сжатый азот. Эксперименты проводились на линейных моделях, собранных из 2-4 тщательно притертых друг к другу единичных образцов керна с ненарушенной структурой, последовательно смонтированных в резиновую манжету, которая устанавливалась в кернодержатель. По известным значениям пористости и проницаемости отдельных образцов керна принимался порядок компоновки таким образом, чтобы по направлению фильтрации от входа к выходу модели проницаемость каждого последующего образца была меньше проницаемости предыдущего.
Всего на керновом материале пластов Як-III было проведено 8 исследований по определению ОФП в системе «нефть-газ».
Эксперименты по ОФП по нефти можно разделить на две группы. В первой группе лежат все эксперименты, проведенные в лаборатории «ВНИГНИ», а также один из экспериментов ОАО «ТомскНИПИнефть». Ко второй относятся эксперименты ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» и один из экспериментов ОАО «ТомскНИПИнефть». Данное разделение, по-видимому, связано с разной технологией проведения эксперимента в лабораториях. При нормировании ОФП по всем экспериментам на остаточную нефть и воду все кривые ОФП ложатся в одну группу, что говорит о схожести порового пространства образцов. Для построения средних кривых ОФП были взяты экперименты, по которым ОФП по нефти при минимальной газонасыщенности легли в районе 0,7, что соответствует ОФП по нефти при минимальной водонасыщенности, полученной в экспериментах в системе «нефть-вода». Кривые изображены на рисунках 1.2, 1.3.
Нефть в пластовых условиях
... изависит от пластового давления, температуры ирастворенного в нефти газа. Зависимость вязкости от давления весьма незначительная; с увеличением температуры вязкость нефти уменьшается; с увеличением количества растворенного газа она заметно уменьшается. Вязкость нефти играет большую ...
Имеющего объёма проведённых исследований вполне достаточно для построения корректной геолого-технологической модели.
ОАО «ТомскНИПИнефть»
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
П
Ф 0.5
О
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Водонасыщенность, д.е.
Рисунок 1.2 – Результаты определения ОФП в системе «нефть-газ» в
лаборатории
Капилляриметрические исследования проводились на образцах 17 скважин, выполненных в 4 лабораториях: ООО «РН-УфаНИПИнефть», ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» (г. Краснодар), ОАО «ТомскНИПИнефть» и ВНИГНИ (г. Москва).
Эксперименты проводились на трех экспериментальных установках: центрифуга RC-6, ультрацентрифуга АСЕS-200, групповой капилляриметр. В лаборатории ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» проведено наибольшее количество исследований: 14 разведочных скважин и 3 эксплуатационных. Для сравнения результатов капилляриметрических исследований, выполненных в разных лабораториях, на примере эксплуатационных скважин для пласта Як-III, построены кривые капиллярных давлений для близких проницаемостей. Наибольшее сходство по форме капиллярных кривых показывают образцы, исследованные в лабораториях ООО «РН-УфаНИПИнефть», ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» на установках PC6 и АСЕS-200.
Образцы, исследовавшиеся в лаборатории ОАО «ТомскНИПИнефть» явно выбиваются из общей массы. Форма кривых для них более крутая, а предел остаточной водонасыщенности выше по сравнению с остальными капиллярными кривыми близких проницаемостей, вероятно, это связано с методикой проведения эксперимента.
В ходе дальнейшего анализа было выявлено, что на графиках в координатах водонасыщенность – капиллярное давление образцы из скважин, исследовавшихся в лаборатории ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» до 2006 года, имеют более крутую форму кривых и предел остаточной водонасыщенности выше в отличие от более поздних исследований.
Данную закономерность можно отметить и на графиках зависимости водонасыщенности от J-функции Леверетта, использующейся для нормализации значений капиллярного давления по образцам с различными значениями пористости и проницаемости. По всей видимости, такое поведение капиллярных кривых связанно с методикой проведения эксперимента.
Кривые капиллярных давлений (скв. 127, Кпр=58мД)
20 Скв. 127 (Кпр=58.8)У/га_Уфа
18 Скв. 127 (Кпр=58.78)У/га_Краснодар
16 Скв. 127
Капиллярное давление, атм
(Кпр=64.98)Гр.кап._ТомскНИПИ
14 Скв. 127 (Кпр=48.15)PC-6_Краснодар
10
6
2
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Водонасыщенность, д.ед.
Рисунок 1.3 – Связь водонасыщенность — капиллярное давление
100000
Ãð.êàï ._Êðàñí î äàð
Ãð.êàï ._ÂÍ ÈÃÍ È
PC-6_èññëåäî âàí èÿ ï î ñëå 2006 ãî äà
Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие ...
... и насыщения, определяется давлением растворённого в нефти газа и краевых вод. При добыче нефти ... тяжёлой . Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит ... нефти). 1.2 Природный газ смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых ...
Óëüòðàöåí òðèô óãà_Êðàñí î äàð
Óëüòðàöåí òðèô óãà_Óô à
Ãð.êàï ._Òî ì ñêÍ ÈÏ È
PC-6_èññëåäî âàí èÿ äî 2006 ãî äà
10000
1000
J-ô óí êöèÿ
10
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Sw
Рисунок 1.4 – Связь водонасыщенность — J-функция
Связь водонасыщенности с J-функцией отображена на рисунке 1.4. Определение коэффициента проницаемости пластов Дл-I-III и Як-III производилось по стандартной методике с использованием зависимостей коэффициента пористости (Кп) от значений коэффициента проницаемости (Кпр) по газу.
Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости показана на рисунке 1.5.
10000
0.3825x
1000 y = 0.003e
R = 0.7744
Кпр, мД
1
0.1
0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40
Кп, %
Рисунок 1.5 – Зависимость коэффициента проницаемости (Кпр) от
коэффициента пористости
1.3 Свойства и состав пластовых флюидов
Глубинные пробы отбирались пробоотборниками ИМСП-20, ПВП-5, ВПП-300, MPSR 1923, MPSR 712 и MPSR 1613. Поверхностные пробы нефти отбирались в мерные емкости из газосепаратора при наличии фонтанирующих притоков. При не переливающихся притоках – желонкой с уровня или при промывке.
Исследования свойств пластовых флюидов производились лабораториями ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», НК «Роснефть»-НТЦ, Испытательного Центра Красноярскгеология. ОАО «РОСНИПИТЕРМНЕФТЬ», ЦЛ «ВостСибНИИГГиМСа», ООО «СервисНафта» и компанией Oilphase-DBR/Schlumberqer.
Объем проведенных исследовательских работ по анализу свойств пластовой нефти соответствует ОСТ 153-39.2-048-2003 “Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей” и РД 39-23 71282 «Методика по отбору и исследованию глубинных проб высоковязких нефтей, в том числе при механизированном способе эксплуатации».
Для определения газосодержания проводилась однократная (стандартная) сепарация глубинной пробы пластовой нефти при нормальных условиях: температуре 20оС и давлении 760 мм.рт.ст. Выделившийся газ и разгазированная нефть далее использовались для определения компонентного состава и физико-химических свойств. В процессе однократного разгазирования определялись такие основные физико-химические свойства пластовой нефти, как плотность, вязкость, объемный коэффициент.
Для построения зависимостей свойств пластовой нефти и растворенного газа от давления при пластовой температуре были проведены эксперименты по дифференциальному разгазированию глубинных проб с отбором газа на каждой ступени. После чего определялся состав газа каждой ступени и свойства разгазированой нефти.
Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также растворенного газа, определялся методом газожидкостной хроматографии.
Для определения значений вязкости нефти были использованы только те пробы, где вязкость замерялась вискозиметром, а не рассчитывалась по эмпирическим корреляциям.
По поверхностным пробам нефти определялись основные физикохимические свойства и качественные характеристики согласно ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия». Приведены классификации и шифр нефтей согласно плотности, вязкости, содержанию серы, силикагелевых смол, парафинов, фракционного состава, а также замерены температуры вспышки и застывания нефти и плавления парафинов.
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
... возможных. В соответствии с действующим положением коэффициент извлечения нефти и все другие показатели разработки ... по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, ... скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени: насыщенности объема объекта нефтью ...
По отобранным поверхностным пробам газа пределен его композиционный состав, плотность в стандартных условиях.
По пробам пластовых вод определена ее плотность, минерализация, содержание ионов и приведена ее классификация по В.А.Сулину.
Пласты Дл-I-III охарактеризованы 16 устьевыми пробами свободного газа. Газ по своему составу относится к сухим, содержание метана варьируется в пределах 83,7-98,19% (и в среднем равно 92,05%).
Плотность свободного газа, в среднем, равна 0,709 кг/м3 (относительная плотность в среднем равна 0,595).
Свойства пластовой воды охарактеризованы 7 поверхностными и 3 глубинами пробами, согласно которым по степени минерализации она относится к соленой (минерализация в среднем 12 г/дм3, при принятом 11,5 г/дм3).
Плотность пластовой воды в поверхностных условиях в среднем составила 1007,1 кг/м3. Генетическая классификация пластовых вод по В.А.Сулину позволяет отнести их к водам хлоридно-кальциевого типа.
Согласно лабораторным исследованиям 37 глубинных проб нефти пластов Як-III-VII плотность нефти в пластовых условиях варьировалась между 0,817 – 0,868 г/см3 и в среднем составила 0,85 г/см3, вязкость нефти в пластовых условиях составила 8,8 – 14,3 мПа*с (среднее – 11,08 мПа*с), давление насыщения соответствует 11,75 – 16,2 МПа (среднее – 13,55 МПа), газосодержание при различных давлениях насыщения варьировалось между 42,91 – 59,1 м3/т (среднее – 5182 м3/т или 4517 м3/м3), объемный коэффициент составил 1,01 – 1,148 (среднее – 1,099).
По своим свойствам товарная нефть пластов Як-III-VII относится к типу битуминозных (плотность нефти в стандартных условиях после дифференциального разгазирования глубинных проб нефти, в среднем, равна 902 кг/м3), по содержанию серы нефть относится к классу малосернистых (в среднем 0,2%), по содержанию парафинов – к малопарафинистым (0,94% в среднем), по значению вязкости (в среднем 86,74 мПа*с) товарная нефть пластов Як-III-VII относится к высоковязким, по суммарному содержанию асфальто-смолистых веществ – к смолистым (в среднем 8,96%: асфальтенов в среднем – 0,44%, силикагелевых смол – 8,51%).
Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200оС составило в среднем 2,6%; до 300оС – 21,41%. Температура начала кипения нефти +162,93оС, застывания -43,9оС. Шифр согласно классификации товарной нефти – 1.4.1.1 ГОСТ Р 51858-2002.
Свойства пластовой воды пластов Як-III-VII охарактеризованы 10 пробами, согласно которым по степени минерализации она относится к соленой (минерализация в среднем 16 г/дм3, при принятом значении 13,5 г/дм3).
Плотность пластовой воды в поверхностных условиях в среднем составила 1008 кг/м3. Генетическая классификация пластовых вод по В.А.Сулину позволяет их отнести к водам хлоридно-магниевого типа.
Газ, растворенный в нефти пластов Як-III-VII (представлен 41 пробой) сухой, c молярной долей метана в газе однократного разгазирования в среднем 93,84%. Плотность газа в среднем составила около 0,701 кг/м3 (относительная плотность по воздуху – 0,652).
Скважинная добыча нефти и газа. Добыча нефти и газа
... как сырье для производства бензина, керосина, масел и для химической промышленности. Добыча нефти и газа. Как бурят скважины Очень интересна история добычи и переработки нефти. Как и многие другие источники органических веществ, она была ...
2. СОЗДАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
2.1 Создание упрощенной геологической модели месторождения
Основной целью расчетов данной работы является использование бескомпрессорного прямоточного газлифта, взятого из газовой шапки, в качестве газлифта для нефтедобывающих скважин Тагульского месторождения. Помимо этого, одновременно с газлифтом, предполагается естесственное использование режима расширения газовой шапки.
Все расчеты сделаны с учетом присутствия лишь одной нефтедобывающей скважины. Следует иметь в виду, что при разработки месторождения будет использоваться большее количество скважин, что положительно скажется на сроке окупаемости всего проекта.
Рисунок 2.1 – Схематичное изображение геологии месторождения
На данный момент на месторождении уже пробурены нефтедобывающие скважины, однако, добыча на месторождении не ведется.
Для примера возьмем нефтедобывающую скважину Х. На рисунке 2.1 она обозначена наклонно-направленной. В действительности истинная глубина расположения забоя находится на глубине 1690 метров, глубина проходки при этом равна приблизительно 2330 метрам. Давление в этой точке равно 17.2 МПа.
Газонефтяной контакт находится на глубине 1685 метров.
Следовательно, построив дополнительно скважину на глубину 1680 метров мы можем добывать газ газовой шапки, закачивая его при этом по затрубному пространству в нефтяную скважину, без компрессоров, через клапан, как это показано на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 – Схематичное изображение закачки газа по затрубному
пространству
Расстояние между газовой скважиной и нефтедобывающей скважиной составляет примерно 1000 метров. Газодобывающая скважина построена вертикальной.
Подобной закачкой газа предполагается сократить экономические расходы, связанные с эксплуатацией скважин, так как подобная конструкция не требует вложения средств в наземное (при бескомпрессорном газлифте, а также в системах сбора газа, когда температура газа не превышает 308 К, установка будет работать без блока охлаждения и сепарации [3]) и подземное оборудование, предусматривая, помимо этого, отсутствие механических деталей, требующих ремонта.
В работе используется газ газовой шапки. Свободно отбираются только сухие компоненты. Его состав – 80% метан, 15% этан, 5% более тяжелые фракции, не выпадающие при этом в осадок при устьевых условиях. Фазовая диаграмма составлена по данным параметрам, критическая точка отмечена фиолетовой точкой на графике (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – График фазовой диаграммы газа (Pressure – давление в
бар (атм), Temeperature – температура в градусах Цельсия
Молярный состав используемого газа представлен на рисунке 2.4.
Рисунок 2.4 – Молярный состав газа газовой шапки (Метан, Этан,
Пропан, Изобутан, Бутан, Изопентан, Пентан, Гексан)
Состав нефти можно описать с помощью модели Black Oil, используя корреляции Chew&Connally для нефти с растворенным газом и Kartoatmodjo для дегазированной нефти.
Для описания поведения флюида были использованы данные, содержащиеся в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Параметры модели для нефти Black Oil Обводненность 0 % Газовый фактор 53.432 м3/м3 Относительная плотность газа 0.65 Относительная плотность воды 1.02 Плотность нефти 30 o
API
Вязкость нефти задается исходя из корреляции Kartoatmodjo, средняя вязкость двухфазной среды рассчитывается исходя из объемных соотношений нефти и газа. Данные по вязкости приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Используемая корректировка по вязкости
Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата ...
... Карского морей преобладают газ и конденсат, в Печорском море - нефть, в Охотском море - нефть и газ. Открытие таких газовых месторождений как Штокмановское, Русановское, Ленинградское и нефтяного - Приразломное, ... Таким образом, были созданы предпосылки для эксплуатации новых типов швартовых терминалов на морских месторождениях для погрузки/разгрузки танкеров вне портовых сооружений. В ...
Tемпература, оC Tемпература, оF Вязкость, сП
121.111 250 1.640508
15.5555 60 15.09054
Очевидно, что при абсолютном описании месторождения необходимо иметь большое количество различных факторов. Однако, в рамках создания модели необходимой для данной работы можно ограничится PVT диаграммой газа и моделью нефти, исходя из калибровки по вязкости, газового фактора и относительного веса (плотности) воды и газа.
2.2 Создание структуры скважин и полной гидродинамической модели
Для выполнения поставленных задач было использовано программное обеспечение Schlumberger PipeSim.
В качестве варианта газлифта было использовано решение применения закачки газа по затрубному пространству скважины, в то время как движение нефти полностью происходит внутри НКТ. Это схематически отображено на рисунке 2.2, который, в совокупности с рисунком 2.1, образует полную схему применения метода бескомпрессорного газлифта.
Перевод геологической информации в программу PipeSim позволил составить предварительную гидродинамическую модель, показанную на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 – Общий вид гидродинамической модели месторождения
В данном случае Producer – газодобывающая скважина, Well_1 – нефтедобывающая скважина, на которой предполагается применение технологии бескомпрессорного газлифта, 1 – газопровод, длиной 1000 метров, соединяющий их.
Рассмотрим подробнее далее структуру скважин. В качестве параметров для газодобывающей скважины (Producer), были использованы значения, указанные в таблицах 2.3 – 2.6. Модель самой скважины указана на рисунке 2.6. В качестве параметров для нефтедобывающей скважины (Well_1), были использованы значения, указанные в таблицах 2.7 – 2.10, ее модель указана на рисунке 2.7.
Таблица 2.3 – Данные по пласту газодобывающей скважины Пластовое давление 15 МПа Температура 47.04 o
С Продуктивность по газу 0.119134 104м3/сут/МПа2
Рисунок 2.6 – Структура газодобывающей скважины (TVD –
вертикальная ось, Distance – горизонтальная, в метрах)
Таблица 2.4 – Данные по инклинометрии Метры проходки, м Вертикальная глубина, м Угол, о 0 0 0 1680 1680
Температура пласта была найдена исходя из геотермального градиента, характерного для данной местности, т.е. примерно 2,80С на 100 метров [5].
Таблица 2.5 – Геотермальные данные Метры проходки, м Температура, оС Коэффициент теплопередачи U,
Вт/м2/оК 0 0 11.349 1680 47.04 11.349 Таблица 2.6 – Конфигурация скважины Нижняя точка, м Внутренний Толщина стенки, Шероховатость,
диаметр, мм мм мм 1680 89 12.7 0.0254
Рисунок 2.7 – Структура нефтедобывающей скважины (TVD –
вертикальная ось, Distance – горизонтальная, в метрах)
Таблица 2.7 – Данные по пласту нефтедобывающей скважины Пластовое давление 17.2 МПа Температура 47.32 o
С Продуктивность по газу 8 м3/сут/бар
Таблица 2.8 – Данные по инклинометрии Метры проходки, м Вертикальная глубина, м Угол, о 0 0 0 Окончание таблицы 2.8 Метры проходки, м Вертикальная глубина, м Угол, о 100 100 8.109 300 298 18.707 830 800 24.620 1160 1100 33.557 1400 1300 48.189 1700 1500 71.538 2300 1690
Дипломная работа по разработке нефти
... работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... газа. Первый приток нефти на месторождении получен в 1991 году при испытании скважины ... Среднее давление воздуха ... Рисунке 1.1. Рисунок 1.1. Обзорная карта района Ванкорского месторождения По ...
Таблица 2.9 – Геотермальные данные Метры проходки, м Температура, оС Коэффициент теплопередачи U,
Вт/м2/оК 0 0 11.349 100 2.8 11.349
Таблица 2.10 – Конфигурация скважины Нижняя Внутренний Толщина Шероховатость, Внутренний точка, м диаметр НКТ, стенки, мм мм диаметр обсадной
мм колонны, мм 2300 89 6.5 0.0254 157
По итогам исследования точности методов расчета потерь давления, которое было проведено Lawson и Brill, лучшими корреляциями для широкого спектра данных оказались Hagedorn & Brown и Beggs & Brill. Однако корреляция Beggs & Brill имеет преимущество, так как она лучше справляется с различными углами наклона [4], поэтому именно она была использована в настоящей работе как для вертикального, так и для горизонтального мультифазного движения флюидов.
По данным, указанным в таблицах 2.3 – 2.10 была составлена гидродинамическая сетка, моделирующая показатели при разработке бескомпрессорным газлифтом. Модель сетки в программе Schlumberger PipeSim показана на рисунках 2.8 – 2.10.
Рисунок 2.8 – Первая сетка гидродинамической модели
Первая сетка сконструирована главным образом для расчета максимального дебита газодобывающей скважины, расчета скорости потока газа в трубопроводе и расчета потерь давления на транспорт от одной скважины до другой и в затрубном пространстве нефтедобывающей скважине. На основании этих данных стал возможен расчет минимального экономически выгодного положения газлифтного клапана. Подробнее о результатах и методих расчета рассказано в следующей главе.
Расчет точки закачки газлифта сделало возможным переход к следующим схемам гидравлической модели.
Рисунок 2.9 – Вторая сетка гидродинамической модели
Рисунок 2.10 – Третья сетка гидродинамической модели
Вторая модель представляет собой процесс добычи нефтедобывающей скважины при помощи прямоточного газлифта. В данной модели соединение 1 не имеет длины, поэтому результат на OUT является результатом потока на устье без дальнейших потерь на транспортировку.
В сущности вторая и третья модель описывают добычу нефти и являются аналогичными, это два различных способа описания одной ситуации. Такое решение было принято для сравнения результатов. В случае их совпадения, вероятность считать модель действительно работающей и правильной очень высока.
Главное отличие между схемами в том, что во второй газлифт прописан в самой структуре скважины. В третьей – линия GAS_INJ — J_1 – это, на самом деле, затрубное пространство от поверхности до клапана газлифта, подробнее отражено на рисунке 2.11.
Рисунок 2.11 – Подробная структура линии GASLIFT
Подводя итог, была создана гидравлическая модель, копирующая условия на Тагульском нефтегазоконденсатном месторождении и которая может быть использована для расчета экономического эффекта технологии бескомпрессорного газлифта.
3. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ
БЕСКОМПРЕССОРНОГО ГАЗЛИФТА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1 Потери давления и ожидаемый дебит
Экономический эффект технологии напрямую связан с дебитом нефтедобывающей скважины, который, в свою очередь, зависит от эффективности применения технологии бескомпрессорного газлифта.
Найдем потери давления при подъеме газа на поверхность и закачке по затрубному пространству в нефтедобывающую скважину. Исходя из потерь станет возможным найти низшую точку газлифтного клапана.
Для расчета используется первая схема гидравлической модели, изображенная на рисунке 2.8.
Рисунок 3.1 – Зависимость дебита газовой скважины (Gas Flowrate at
Outlet, в м3/сут) от устьевого давления (System Data-Outlet Pressure, в
МПа)
Основной переменной в данном случае является устьевое давление газовой скважины. Чем меньше давление, тем меньше дебит, как показывает решение модели на рисунке 3.1. Необходимо также учесть и тот факт, что разность давлений на устье газовой скважины и в точке создания газлифтного клапана должна оставаться положительной, иначе поток газа не пойдет в желаемом направлении.
Следовательно, найденных данных не достаточно для решения задачи.
Для получения необходимых значений, найдем потери на движение газа по газопроводу. Расчет сделан для трубопровода длиной 6300 метров. Рисунок 3.2 показывает, что, в среднем, на 6000 км теряется 6 атмосфер. Иными словами, на каждый километр теряется приблизительно одна атмосфера, это, прежде всего, потери на трение.
Рисунок 3.2 – Потери давления при движении газа по трубопроводу
Нам не так важно, насколько далеко расположены нефтяные и газовая скважины. Бескомпрессорный газлифт возможно сделать на несколько километров.
Поток газа (следовательно, и потери давления) зависит также и от диаметра используемого газопровода. Подробнее это отображено на рисунке 3.3
Рисунок 3.3 – Зависимость потока газа (y-координата) от диаметра
газопровода (y-координата, мм)
Как показывает рисунок 3.3, при внутреннем диаметре более 100 мм, газопровод не сказывается на потери в потоке газа, однако, при уменьшении диаметра в 2 раза, мы видим небольшое уменьшение потока. Дальнейшее уменьшение диаметра приводит к резкому уменьшению потока газа. Как следствие, желательно использовать газопровод диаметром свыше 100 мм. В данной работе использован диаметр в 100 мм.
Тем не менее истинную скорость закачки довольно трудно предсказать при начальных расчетах расположения уровня газлифтного клапана, например, как показывает рисунок 3.4, скорость потока газа меняется при движении от забоя до устья скважины и наоборот. Газ расширяется и ускоряется тем больше, чем ближе к атмосферному давлению.
Рисунок 3.4 – Зависимость скорости потока газа от позиции при
движении от забоя до устья (Elevation – уровень подьема, м; Gas
Velocity – скорость газа, м/c)
Если решить систему при точке создания газового клапана на 800 метрах, приблизительно в центре длины наклонно-направленной скважины, как это показано на рисунке 2.7, то, в результате, получим приток газа в 160160 м3/сут (5.656 млн. ст. куб. фут/сут), как это показано на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Результат решения первой гидродинамической модели в
Schlumberger PipeSim (Gas R – поток газа, в м3/сут)
Такой поток газа становится возможным, если на устье нефтедобывающей скважины давление будет примерно 8 МПа. Чтобы найти необходимое устьевое давление, был проведен расчёт потерь давления на движение в газопроводе. Результаты указаны на рисунке 3.6.
Рисунок 3.6 – Потери давления при движении газа в газопроводе
(Pressure – давление в МПа, Total Distance – общая длина в метрах)
Исходя из проведенных расчетов была составлена карта общих потерь, отображенная на рисунке 3.7.
Главное следствие из рисунка: бескомпрессорный газлифт возможен при установке газлифтного клапана на уровне 800 метров в нефтедобывающей скважине.
Рисунок 3.7 – Полная карта потерь давления при транспортировке
(график потери давления газопровода указан по горизонтали в футах)
Следующей задачей стал расчет дебита нефтедобывающей скважины исходя из сетки моделей, указанных на рисунке 2.9 и 2.10.
Результаты решения отображены на рисунке 3.8 и 3.9.
Рисунок 3.8 – Результаты решения модели в Schlumberger PipeSim и
значение получаемого дебита
Рисунок 3.9 – График добычи нефти в зависимости от скорости потока
газа в газлифтном клапане
Следовательно, использование технологии бескомпрессорного газлифта даст дебит в 716,5 баррелей в сутки при работе одной скважины.
Проверяя полученный результат и решая систему по третьей сетке гидродинамической модели, получаем результат в 654,85 баррелей, что на превышает погрешность в 10%, а значит, результат можно считать истинным.
3.2 Экономический эффект внедрения технологии
Мы получаем из нефтедобывающей скважины 716,5 баррелей чистой нефти в сутки (или 114.65 кубометров в сутки), что отражено на рисунке 3.1.8.
В модели черной нефти использовалась плотность 30 API, в системе СИ плотность будет равна 874 кг/м3. Иными словами, переводя в тонны, мы получаем 99.636 тонн в сутки.
В работе были использованы данные крупнейших информационных систем Bloomberg [6] и Nasdaq [7] для установления точной текущей стоимости одного барреля нефти, данные приведены на рисунках 3.10 и 3.11. В результате выяснилось, что текущая стоимость варьируется от 51.06 долларов за баррель нефти марки Brent до 50.98. Поэтому было установлено среднее значение цены за баррель нефти равное 51.02 долларов за баррель.
Рисунок 3.10 – График текущей стоимости нефти (51.06 долларов за
баррель) марки Brent по данным Bloomberg
Рисунок 3.11 – График текущей стоимости нефти (50.98 долларов за
баррель) марки Brent по данным Nasdaq
Таким образом, установлено, что за сутки мы получаем прибыль в 36555,83 долларов США только при работе одной нефтедобывающей скважины.
У нас нет абсолютно никаких трат, так как бескомпрессорный газлифт не предусматривает установку дополнительного оборудования. Более того, у нас нет экономических рисков, связанных с использованием подобной технологии, поскольку отсутствие механических деталей предусматривает и отсутствие технических остановок в работе скважины.
Следовательно, единственные траты на реализацию подобной технологии – постройка дополнительной газовой скважины.
За основу экономических расчетов были взяты данные по постройке реальной скважины глубиной 3000-3400 метров. Стоимость зависит главным образом от параметра глубины, до которой необходимо ее пробурить. Коэффициент перевода во временной эквивалент был взят равным 0.0133. Т.е. для бурения скважины глубиной 3000 метров необходимо 40 дней, что согласуется с реальными данными. Далее, количество дней входит в зависимость между тарифной ставкой всего персонала подрядческой организации, занимающейся работами по бурению. Коэффициент был взят равным 1000000. Т.е. один миллион рублей за рабочий день. Иными словами, на бурение скважины в течение 40 дней будет потрачено 40000000 рублей, что также согласуется с реальными данными. В среднем будем считать расходы на цементный раствор плюс ставка цементировочной компании в 6000000 рублей, а расходы на проведение геофизических исследований в 5 миллионов рублей. Введем, помимо этого другие расходы, связанные с обслуживанием и предварительным моделированием процесса бурения со ставкой 420000 в сутки, дополнительно введем случайно распределенную погрешность для этого параметра в пределах 15%. Суммируя затраты и учитывая ставку НДС в 18% получаем итоговые затраты на постройку скважины 3000 метров в 80 миллионов рублей.
Проводя аналогичные расчеты для скважин различной глубины, возможно составить график зависимости глубины скважины от цены ее постройки (рисунок 3.12).
Рисунок 3.12 – Зависимость цены постройки от глубины скважины
Исходя из рисунка 3.12, для скважины глубиной в 1680 метров получаем цену постройки в 50510261,61 рублей или 757663,92 долларов США на текущий момент (22.07.16), поскольку 1 доллар стоит 63.79 рублей. Подробная классификация расходов указана в таблицах 3.1 и 3.2.
Таблица 3.1 – Количество дней постройки скважины Глубина скважины 1680 м Количество дней постройки 22.399 дней Таблица 3.2 – Классификация расходов при постройке скважины Тип затрат Рубли Доллары США Ставка подрядческой бурильной 22399440 335991,6 организации Цементаж 6000000 90000 Геофизика 5000000 75000 Неклассифицированные траты 9405866,447 141087,997 Итоговая цена 42805306,45 642079,597 НДС (18%) 7704955,16 Итоговая цена + НДС 50510261,61 757653,92
Для того, чтобы найти срок окупаемости необходимо разделить итоговые затраты на дневную прибыль. Итого получаем 757653,92/36555,83 = 21 день.
Постройка трубопровода не учтена в проекте, поскольку расстояние прокладки трубопровода зависит от типа проектировки и может варьироваться от 10 метров до 10 километров, а значит, что в рамках гидравлического проектирования, влияние постройки газопровода невозможно установить.
Итого, срок окупаемости проекта составляет 21 день при одной работающей скважине, чем больше скважин, тем меньше срок окупаемости.
3.3 Варианты оптимизации бескомпрессорного газлифта
Следует учесть, что в ходе разработки нефтяного пласта забойное давление понизится по сравнению со средним пластовым, это отражено на рисунке 3.13.
Рисунок 3.13 – Разница забойного и среднего пластового давления
В то же самое время, в газовом пласте работают силы статики, таким образом, там нет такого существенного изменения давления в прискваженной зоне. Все это создает предпосылки к созданию газлифтного клапана намного ниже, чем это было рассчитано. То есть, перефразируя, начав разработку, мы можем опустить со временем газлифтный клапан на более низкий уровень по сравнению с расчетным за счет большей разницы давления по факту, что значительно увеличит дебит по нефти. Тем не менее, теоретические расчеты требуют дополнительной исследовательской работы на поиски точного уравнения зависимости.
Стоит отметить, что продуктивность газовой скважины не была изначально известна при решении гидравлических моделей, просто потому что на месторождении нет скважин добывающих газ газовой шапки, поэтому такие данные просто не возможно получить. Тем не менее, она была подобрана исходя из продуктивностей нефтегазовых скважин, при этом было взято минимальное значение 0.119134 104м3/сут/МПа2. Это может означать то, что в действительности дебит по нефти будет гораздо выше и потенциал бескомпрессорного газлифта может быть недооценен. Для иллюстрации того, как продуктивность влияет на производительность газодобывающей скважины, были проведены расчеты, график результатов которых представлен на рисунке 3.14.
Рисунок 3.14 – График зависимости дебита газодобывающей скважины
от продуктивности и пластового давления
Помимо продуктивности, стоит отметить и влияние пластового давление газовой скважины. В работе подразумевается вскрытие скважины на уровне 1680 метров, то есть всего на 5 метров выше газонефтяного контакта. Такое расположение может быть отмечено нерациональным из-за чрезвычайной близости, главным образом поскольку существует погрешность и риск вскрытия нефтяного пласта, а не газового.
На рисунке 3.14 показано влияние подобных параметров. Так, дебит по газу возрастает квадратично при увеличении давления в пласте, причем чем выше при этом продуктивность, тем быстрее.
Следовательно, нужно учитывать эти параметры при проектировании применения технологии бескомпрессорного газлифта, понимать, что при повышении уровня скважины, понизятся общие дебиты, соотносить риски и выбирать компромиссный и подходящий вариант разработки для каждого отдельного случая.
4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ТЕХНОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Технология, разработанная в дипломном проекте, безопасна и технологична относительно стандартных требований к трубопроводам и буровым установкам нефтегазового производства, стандартизируемых на основании требований безопасности к буровому оборудованию для нефтяной и газовой промышленности РД 08-272-99.
Безопасность производства является ключевым условием введения в эксплуатацию объекта. В России очень высокое число пострадавших в результате несоблюдения техники безопасности на рабочих местах, по сравнению с другими странами. Необходимость включения в дипломную работу данного раздела крайне актуальна.
4.1 Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда
Рабочее место представляет собой совокупность буровых вышек, для строительства газовой скважины, предусмотренной в плане проекта. Предполагается их введение при использований технологии данного дипломного проекта. Конструктивно, необходим трубопровод, соединяющий газовую и нефтяную скважину (длиной в 200 метров).
Технологический процесс представляет собой использование газовой скважины для добычи газа, транспортированию его по трубопроводу и закачку по затрубному пространству в нефтяную скважину. Необходим контроль давления на устье газовой скважины с периодичностью 12 раз в сутки + контроль давления и дебита на устье нефтяной скважины (6 раз в сутки), как и сверка данных потока на входе и на выходе трубопровода, для своевременного обнаружения нарушений герметичности.
Принципиальная схема проекта не предусматривает компрессоров в линии газовая-нефтяная скважины и является преимуществом по сравнению со стандартными схемами добычи нефти. Отсутствие компрессоров помогает устранить возможные поломки оборудования и дополнительную нагрузку на персонал, ответственный за подобный процесс, устраняя необходимость растравления газовой линии и опасность непосредственного контакта персонала компании с газом газовой скважины.
Основной вид экономической деятельности предприятия – добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа, следовательно, класс профессионального риска в данном случае – IV (исходя из приказа Минтруда России от 25.12.12 №625н), что предусматривает 7,4% страховых тарифов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.
4.2 Проектные решения по обеспечению безопасности труда
Обслуживание нефтяных и газовых скважин при эксплуатации проектируемого оборудования включает открытую местность (контроль трубопровода) и помещения (буровая установка, укрытие скважины).
Согласно Р 2.2.2006-05, объект расположен на территории Туруханского района, южнее Полярного круга, находится в климатическом регионе Iб (IV) со средней температурой воздуха в зимнее время -41оС и средней скоростью ветра 1.3 м/с.
Температура в теплый период года не превышает установленного норматива в 17-20оС для работ средней тяжести. Необходима установка вентиляторов по причине частой загазованности области в пределах соединения фонтанной арматуры и НКТ.
Проведя исследования выборки архива температуры на метеостанции WMO-23274 за Январь 2016, установлено, что в среднем скорость воздуха в зимнее время не превышает 1 м/с на высоте 12 метров от уровня поверхности Земли. Для работы с фонтанной арматурой устанавливаются укрытия.
используемого оборудования
К числу производственных помещений следует отнести укрытия, в которых совершается наибольшая часть всех операций. Для укрытий, в соответствии с требованиями СП 2.2.1.1312–03, установлена категория энергозатрат IIб, объем помещения должен быть не менее 25м3, при высоте не менее 3,25 метров и выше, в зависимости от высоты фонтанной арматуры.
К категории IIб относятся работы с интенсивностью энерготрат 201 — 250 ккал/ч, связанные с ходьбой, перемещением и переноской тяжестей до 10 кг и сопровождающиеся умеренным физическим напряжением.
Исходя из СанПиН 2.2.4.548-96 и ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарногигиенические требования к воздуху рабочей зоны», укажем допустимые микроклиматические условия рабочей зоны с учетом избытков тепла, времени года и тяжести выполняемой работы при проведении ее в помещении (таблица 4.1).
Таблица 4.1 – Классификация категорий работ в различный период года Период Категория Температура, Относительная Скорость года работ °С влажность, % движения,
м/с
Оптимальная Оптимальная на Оптимальная, не
рабочем месте, более
не более Холодный IIб 17-19 40-60 0,2 Теплый IIб 20-22 40-60 0,3
В ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны. Общие санитарногигиенические требования» указаны предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны (таблица 4.2).
Таблица 4.2 – Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе на рабочих местах Наименование вещества ПДК, Агрегатное Класс
мг/м3 состояние опасности Бензол + 15 п II Бензин 100 п IV (растворитель, топливный) Углеводороды 300 п II Углерода оксид 20 п IV
Условные обозначения: п — пары и (или) газы; а — аэрозоль; п+а — смесь паров и аэрозоля; + — требуется специальная защита кожи и глаз; А — вещества, способные вызывать аллергические заболевания.
Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спец. обуви и других индивидуальных средств защиты регламентирована «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной и газовой промышленности»
Таблица 4.3 – Средства индивидуальной защиты Наименование средств индивидуальной защиты, спецодежды Количество и спецобуви
Костюм из смешанных тканей для защиты от общих 2 на 2 года производственных загрязнений и механических воздействий с масловодоотталкивающей пропиткой Ботинки кожаные с жестким подноском или сапоги кожаные 1 пара с жестким подноском Перчатки с полимерным покрытием 3 пары Окончание таблицы 4.3 Наименование средств индивидуальной защиты, спецодежды Количество и спецобуви
Очки защитные До износа
На наружных работах зимой дополнительно:
Жилет утепленный 1
Жилет меховой в IV и особом поясах 1 на 4 года Белье нательное утепленное 2 комплекта Ботинки кожаные утепленные с жестким подноском или По поясам сапоги кожаные утепленные с жестким подноском Рукавицы меховые в IV и особом поясах 1 пара
на 2 года Шапка-ушанка 1 на 3 года
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса
ГОСТ 12.01.003-83 и ГОСТ 12.1.012-2004 устанавливают нормы вибрации и нормы шума. На рабочих местах уровень шума не превышает 80 дБ. В качестве индивидуальной защиты предлагается применять наушники. Для ослабления колебаний применяют виброгасители и виброизоляторы.
Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах, с целью обеспечения безопасных условий труда, следует руководствоваться: ВСН34-82 «Отраслевые нормы проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности». Количество естественного света зависит от погодных условий, времени года и суток. Недостаток естественного света предполагается возмещать искусственным освещением.
Для освещения площадки согласно ВСН34-82 выберем к установке четыре прожекторных вышки, расположенных по углам площадки. Примем к установке прожектор типа ПЗС-45 с дуговыми ртутными лампами типа ДРЛ700.
Проведем расчёт заземляющего устройства для электроустановок с глухозаземлённой нейтралью напряжением 380 В. Стержни размещены по контуру цеха, имеющего размеры 24х12. Глубина заложения стержней от поверхности Земли Н=0,5 м. Грунт – суглинок. Климатическая зона – I.
Удельное сопротивление рассчитывается по формуле 4.1.
ρос ψв ρо (4.1)
Сопротивление растеканию тока рассчитывается по формуле 4.2.
ρ oc 2l 4 t lc
Rc ln( c 0,5 ln ) (4.2)
2 lc d 4 t lc
Предварительное количество заземлителей рассчитывается по формуле 4.3.
Rc
n пр (4.3)
R э
Длина соединительной полосы рассчитывается по формуле 4.4.
lп 2 А В (4.4)
Расстояние между стержнями рассчитывается по формуле 4.5.
lп
α (4.5)
1,5 nпр
1. В качестве заземлителей принимаются стержни заданной длины lc, м из стальных труб диаметром d=0,05 м. Осуществляется соединение на сварке стальной полосой шириной b=0,04 м.
2. Удельное сопротивление грунта с учётом сезонных колебаний влажности для вертикальных стержней, Ом∙м,
ρос ψв ρо =1,6*100=160,
где в =1,6 – коэффициент сезонности, ρ0=100 Ом*м – удельное сопротивление грунта.
3. Сопротивление растеканию тока одиночного стержня, Ом,
ρ oc 2l 4 t lc
Rc ln( c 0,5 ln )=
2 lc d 4 t lc
=(160/2*3,14*2.5)*{ln((2*2,5/0,05)+
+0,5*ln((4*1,75+2,5)/(4*1,75-2,5))}=12,74
где t =H+0,5*lc =1,75 – расстояние от поверхности земли до середины стержня, м.
4. Предварительное количество заземлителей, шт
Rc
n пр
=12,74/4=3,185(округляем)=4,
R э
где Rз=4 Ом – сопротивление растеканию тока в соответствии с ПУЭ (Правило установки электрооборудования).
Для электроустановок с глухозаземлённой нейтралью напряжением 380 В.
5. Длина соединительной полосы при расположении по длине контура цеха, м,
lп 2 А В =2*(24+12)=72.
6. Расстояние между стержнями, м,
lп
α =72/(1,5*4)=12
1,5 nпр
7. Уточним количество стержней, шт,
nпр
n =4/0,85=5
ηс
Необходимо 5 стержней на расстоянии 12 метров, глубиной – 0,5 метров.
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности
Согласно НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным, категория В-1г установки, в которых находятся взрывоопасные газы, пары и ЛВЖ. В настоящее время вода является наиболее распространенным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения, указания по которому даны в СНиП 11-58-75 и в СНиП 11-3474.
Источником возникновения пожара можно считать прорыв нефти из скважины по причине поломки оборудования (прискважинного и трубопроводов).
Прискважинное оборудование защищается противовыбросовыми превенторами и, в случае прорыва нефти, поломка будет автоматически устранена. Рядом с трубопроводом и замерных установках размещаются ящики с песком, щит с лопатами, ломами, ведрами и огнетушителями ОХП-10, ОУ-2, ОУ-5.
На территории месторождения возможно использование следующих нефтепродуктов для поддержание работы двигателей, генерирующих электроэнергию.
Таблица 4.5.1 – Показатели пожаровзрывоопасности нефтепродуктов Марка Груп- ПДК Темпера- Температурные Концентраци нефтепродук- па тура, пределы онные пределы
о та горю- С распростране- распростране чести ния пламени, оС ния пламени, %
об.
ТВСП ТСВ нижни верхни нижний верх
С й й ний Дизельные топлива Д, С, ГЖ 300 92 231 76 146 — ГОСТ 305-82 мг/м3
Масла МС-20 ГЖ 246 80 245 266 —
Электробезопасность нормируется ГОСТ 12.1.038-82 “Правила устройства электроустановок”, ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ “Электробезопасность. Термины и определения”. Таблица 4.5.2 – Уровни взрывозащиты электрооборудования Уровни Степень Класс Группа взрывозащиты обеспечиваемой взрывоопасной электрооборудования
защиты зоны Ga Очень высокая 0 II
Режим работы противопожарной системы контролируется звуковой и световой сигнализацией. Сигнал при пожаре подается температурными датчиками в боксах. Температурные датчики — сигнализаторы с плавными контактами срабатывают при температуре 70°С.
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных
ситуациях
ЧС бывают природного или техногенного характера.
Чрезвычайные ситуации техногенного характера: крупномасштабные пожары; сильные взрывы природного газа; крупные автотранспортные аварии; разлив токсичных веществ и др.
Комплекс мероприятий по предотвращению возникновения ЧС и снижению ущерба от них содержит: контроль и прогнозирование опасных природных явлений и негативных последствий хозяйственной деятельности людей; оповещение населения, работников и органов управления предприятия об опасности возникновения ЧС; планирование действий по предупреждению ЧС и ликвидации их последствий; обучение рабочих к действиям в ЧС; накопление и поддержание в готовности индивидуальных и коллективных средств защиты.
Главный источник опасности – прорыв в газовой скважины. Газ которой, при образовании газовоздушной смеси, может привести к взрыву и взрывной волне.
Для предотвращения и быстрой ликвидации аварий составляются планы по ликвидации возможных аварий (ПЛВА).
ПЛВА составляются в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. План ликвидации аварий составляется и утверждается 1 раз в пять лет. На предприятии проводятся занятия и учебные тревоги по гражданской обороне. В настоящее время укомплектованы формирования гражданской обороны, спасательные отряды, группы связи, отряды сандружины, аварийно-технические команды, доставляемы на место ЧП с помощью вертолетов. Эффективно разрешаются все задачи по гражданской обороне.
4.7 Экологичность проекта
Негативные экологические процессы связаны с влиянием компонентов нефти и высокоминерализованных вод. По составу эти воды хлориднонатриевые и хлоридно-кальциевые, высоко минерализованы. Выделяют рассолы (солей содержат более 100 г/л) и соленые воды (солей 10—50 г/л).
В них присутствуют галогены (Cl, Br, I), а также В, Sr, Ва.
В воздух выбрасывается большое число веществ разных классов опасности. Наиболее опасен из них 3,4 бенз(а)пирен. Повышение его содержания в окружающей среде влечет за собой тяжелые экологические последствия опасные для живых организмов.
Нефть и нефтепродукты оказывают влияние на природные воды. Нефтяные компоненты образуют с водой эмульсию, которую трудно разрушить. Чаще всего нефть плавает на поверхности воды в виде пленки, обволакивая взвешенные частицы, оседая с ними на дно. Поверхностные воды в районах нефтедобычи загрязнены минеральными солями, органическими загрязняющими веществами, в частности различными ПАУ.
Одновременно с загрязнением поверхностных вод меняется состав и почвенно-грунтовых вод. Содержание отдельных веществ может повышаться на 1—2 порядка. Основными солями в этих водах являются хлориды. Обнаруживаются и органические поллютанты, в том числе ПАУ.
Загрязнение может затрагивать (продолжительностью 3—4 года) пласты подземных вод питьевого назначения. Минерализация их под влиянием загрязнения может повышаться на 1—2 порядка. В ряде нефтедобывающих районов (Татарстан, Башкортостан) загрязнение подземных вод отмечается по всей глубине геологического разреза.
В период бурения скважин основными источниками выбросов в атмосферу являются дизельные установки. В период цементации обсадных колонн продолжительностью до 24 ч общая мощность передвижной техники достигает 3600 кВт. Здесь может быть задействовано одновременно 5-6 дизелей.
При аварийных разливах нефти происходит загрязнение атмосферы за счет испарения низкомолекулярных углеводородов.
Под влиянием углеводородов отмечается гибель неустойчивых видов растений. Вследствие этого происходит обеднение видового состава растительности, формирование ее специфических ассоциаций вдоль технических объектов, изменение нормального развития водных организмов. Отмечается олуговение, формирование болотной растительности, появление галофитных ассоциаций. Изменяется химический состав растений, в них происходит накопление органических (включая ПАУ) и неорганических загрязняющих веществ. Растения в результате погибают.
Происходят изменения в структуре биоценозов: в почвах изменяется состав почвенных обитателей, в водоемах обедняется видовой состав и численность ихтиофауны вплоть до полного замора рыб, в наземных экосистемах изменяется численность птиц и млекопитающих.
Загрязнение атмосферы при испытании продуктивных горизонтов может быть достаточно интенсивным, несмотря на их кратковременный характер. Количество сжигаемых на факеле нефти и попутного газа зависит от дебита флюидов и по массе может составлять сотни тонн. Сам процесс сжигания может занять несколько недель.
При использовании технологии добычи, описываемой в данном дипломном проекте, сжигание газа не предусматривается, напротив, подразумевается использование сайклинг-процесса, что существенно снизит негативное влияние на окружающую среду.
Локализация аварийных разливов нефти и химреагентов могут обеспечивается следующими решениями:
- площадки размещения технологического оборудования выполнены из сборных бетонных плит и ограждены бордюрным камнем;
- все технологические площадки обордюрены;
- по периметру площадки куста произведено обвалование;
- смонтированы установки запорной арматуры при падении давления в трубопроводе в случае его порыва;
- оперативная локализация порывов трубопроводов путем дистанционного или автоматического отключения добывающих скважин;
- при капитальном ремонте скважин, продукция скважин сбрасывается в инвентарные передвижные емкости;
- При наличии специальной службы по ликвидации аварий, своевременного обнаружения места аварии, наличии современных средств ликвидации аварии объем пролитой нефти и площадь загрязнения будут минимальны.
Учитывая малую вероятность таких аварий и месторасположение нефтепровода (вдали от населенных мест) можно предположить, что уровень загазованности в месте аварии не будет сопровождаться серьезными последствиями для окружающей природной среды.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, в бакалаврской работе была рассчитана возможность применения технологии бескомпрессорного газлифта с использованием газа газовой шапки для последующей закачки в нефтедобывающие скважины применительно к Тагульскому нефтегазоконденсатному месторождению.
Была создана как схематическая модель метода, так и гидродинамическая, с использование программного обеспечения Schlumberger PipeSim, исходя из реальных параметров месторождения.
Главным образом, в результате технико-экономических расчетов были рассчитаны потери при движении газа из газодобывающей скважины. Установлено, что при применении данного метода дебит нефтедобывающей скважины составит 716,5 стандартных баррелей в сутки, что станет эквивалентно всем затратам спустя 21 день.
Дополнительно в работе было рассмотрено влияние параметров на результат применения технологии, таких как глубина бурения газовой скважины и ее продуктивность.
Главным выводом работы можно считать положительный эффект внедрения бескомпрессорного газлифта в целом, что доказывает эффективность данной технологии.
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
В Вольт ВСН Ведомственные строительные нормы г/л Грамм на литр Д Дарси д.ед Доля единицы ккал/ч Килокалорий в час кВт Киловатт м Метр мм.рт.ст. Миллиметров ртутного столба МПа Мегапаскаль НКТ Насосно-компрессорные трубы НДС Налог на добавленную стоимость Ом·м Ом на метр ПАУ Полиароматические углеводороды с Секунда СНиП Строительные нормы и правила ст. куб. фут. Стандартный кубический фут сут Сутки т Тонны ч Час ЧС Чрезвычайная ситуация ЧП Чрезвычайное происшествие
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/issledovanie-probyi-plastovoy-jidkosti/
