Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Ата Мура находится на территории Жылыойского района, Атырауской области Республики Казахстан. Исследование настоящего месторождения проводилось по заказу «ТОО Биг». Ключевыми моментами в проведении геолого-промысловых и гидродинамических исследований было получение информации о добывных возможностях скважин и режиме работы залежи, установлении характера изменения давлений, дебитов, газового фактора и состава пластовых флюидов во времени на различных режимах работы скважины.

В условиях быстрого развития нефтяной и газовой промышленности становится весьма актуальным проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции. Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложный комплекс многочисленных сооружений основного и вспомогательного назначения, обеспечивающий добычу, сбор и подготовку нефти к транспорту; сбор и очистку нефтяного газа; подготовку для закачки в пласт пресной и пластовой воды, используемых в системах поддержания пластового давления. Специфические проблемы возникают при добычи высоковязких смолистых и парафинистых нефтей, при содержании в продукции скважин сероводорода и углекислого газа, при смешении продукции из разных нефтеносных горизонтов, при закачке в пласт воды, несовместимой по своим качествам с пластовыми водами. Одной из серьезных проблем на нефтяных месторождениях является борьба с потерями нефти и газа как при сборе, так и особенно при подготовки и хранении в резервуарах. Снижение потери нефти и газа на нефтяных месторождениях достигает применением герметизированных систем сбора, герметизированного оборудования на установках подготовки нефти, газа и воды, а также сдачей нефти по закрытой схеме нефтепроводным управлениям для последующей перекачки по магистральным нефтепроводам.

Цель работы. Промысловая подготовка аномально высоковязкой нефти до высшей группы качества путем научно обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов основных аппаратов.Для чего необходимо провести: -исследование физико-химических свойств нефти и определение ее сепарационных свойств.

Анализ существующего состояния технологии и техники промысловой подготовки нефти и расчетно-конструкторские работы по модернизации отстойной аппаратуры установки подготовки нефти позволили разработать проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти.

1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Общие сведение о месторождении

Месторождение Ата Мура было открыто и получило промышленную оценку в 1988-93 г.г. Промышленная нефтеносность месторождения связана с меловыми и юрскими отложениями.

Оценка запасов нефти, газа и попутных компонентов выполнена институтом «КазНИГРИ» по материалам, полученным с 23 глубоких и 8 структурных скважин, и утверждена в Центральной комиссии по запасам полезных ископаемых Министерства геологии и охраны недр Республики Казахстан (Протокол №2 от 28.06.93 г.).

Утверждённые геологические запасы нефти по категории С1 и С2 (числитель) и извлекаемые (знаменатель) составляют соответственно:

для мела по категории С1 13264 и по категории С2 3911 тыс. т

2927 510

для юры по категории С1 4704 тыс. т.

1863

Согласно Лицензии серии МГ № 95 (нефть) от 04.05.1995 г. ТОО «БИГ» с 01.01.97 года осуществляет добычу углеводородного сырья из юрского эксплуатационного объекта.

Согласно условиям Лицензии, по меловым отложениям предусмотрено их доизучение. С целью доизучения меловых горизонтов и для проектирования их разработки на месторождении были пробурены пять скважин №№ 16-М, 21-М, 80-М, 90-М и 79-М (три на грабене и две на южном крыле структуры).

ТОО «БИГ» на юрские горизонты южного крыла месторождения пробурены 25 эксплуатационных скважин.

На месторождении реализуется вариант разработки с плотностью сетки 8 га/скв. с площадным заводнением. С целью обоснования параметров воды, нагнетаемой в юрские горизонты для интенсификации добычи и повышения КИН в пределах южного крыла месторождения были проведены экспериментальные исследования в лаборатории физико-химических методов повышения КИН «ВНИГНИ» (РФ) под руководством зав. лабораторией к.т.н. Звездова А.В., на основе которых в 2003 году институтом АО «НИПИ «Каспиймунайгаз» составлена «Программа промышленного заводнения юрского эксплуатационного объекта месторождения Ата Мура».

Месторождение нефти Ата Мура в административном отношении расположено на территории Жылыойского района Атырауской области, в районе с развитой инфраструктурой. В юго-восточном направлении в 40 км от месторождения проходит нефтепровод «Кенкияк - Атырау». Сам город находится на расстояние 290 км к западу. В 45 км к северо-западу от месторождения проходит железная дорога и автотрасса «Атырау - Актюбинск».

Электроснабжение промысла, подсобных объектов и бытового жилого комплекса осуществляется от дизельной электростанции с четырьмя дизельгенераторами типа « Катерпиллар» мощностью 290квт каждый, комплектными трансформаторными подстанциями и линиями электропередачи 6 и 0,4кв Защита от коррозии колонн скважин и подземных трубопроводов осуществляется двумя мощными катодными установками.

Внешний транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу - НПС-3 диаметром 219мм и протяжённостью 41км, принадлежащему компании до приёмо-сдаточного пункта НПС-3.

Защита нефтепровода от коррозии осуществляется 6-тью катодными станциями , питающимися электроэнергией от 6-ти ветроагрегатов.

В обустройство промысла в процессе его работы постоянно вносились дополнения, направленные на обеспечение надёжности и повышение устойчивости и экономичности. Усилена мощность ДЭС от двух до четырёх дизельгенераторов «Катерпиллар», промысловая химлаборатория оснащена новейшими приборами, посудой и мебелью фирмы ЭКРОС, на промысле смонтированы и действуют опреснительная установка, установки «Гелиос», мини-котельная для обогрева жилого поселка, проведена реконструкция внутри промыслового электрохозяйства, при переводе скважин на механизированный способ добычи нефти внедрены винтовые системы, экономичные в части потребления электроэнергии и длительным межремонтным периодом.

Для разработки юрских горизонтов на южной части месторождения пробурены 21 эксплуатационных скважины.

Несмотря на выполненный значительный объем буровых работ, новой информации, позволяющей судить об изменениях геологической модели, не получено.

В результате интерпретации материалов ГИС и по результатам опробования во всех вновь пробуренных скважинах выделены продуктивные интервалы номенклатурных юрских горизонтов.

В тектоническом отношении по поверхности докембрийского фундамента месторождение расположено в зоне сочленения Биикжальского поднятия и Коскульского выступа, юго-восточнее Доссорского прогиба, являющихся составными частями обширной Астраханско-Актюбинской зоны поднятий.Фундамент в сопредельных с площадью месторождения районах залегает на глубине 7,5 км и характеризуется ступенчато-блоковым строением.

Нефтеносность

Продуктивные пласты Ю-І, Ю-ІІА, Ю-ІІБ, Ю-ІІІ на месторождении приурочены к юрским отложениям. Коллекторы представлены песками, слабосцементированными песчаниками и алевролитами.

В 1997 году было проведено 10 замеров пластового давления юрских горизонтов в скважинах №№ 53, 59, 61, 64, 65, 66, 67, 68, 71 и 74 , которое в среднем составило 8,9 МПа. В 1998 году замеры были проведены в скважинах №№15А, 55, 61 и пластовое давление в среднем составило 8,9 МПа.

Среднее пластовое давление в 1999 г. (замеренное в скважинах №№15А, 53, 55, 60, 64, 70, 74 и 75) составило 8,82 МПа, в 2000 г. (замеренное в скважинах №№ 59, 60, 64, 65, 67, 68, 71, 72 и 75) составило 8,7 МПа. В 2001 г. замер пластового давления было проведено в скважинах №№ 59, 64, 67, в среднем пластовое давление составило 8,34 МПа. В 2002г. среднее пластовое давление составило уже 7,1 МПа., в 2003г. - 7 МПа.

Динамика пластового давления юрских горизонтов месторождения Ата Мура представлена на рисунке 1

С целью дальнейшей оптимальной разработки залежи и недопущения дальнейшего снижения пластового давления в других частях залежи и выделения газа в эксплуатационных скважинах в 2002-2003гг. разработана «Программа промышленного заводнения юрского эксплуатационного объекта месторождения,,» выполненного институтом «Каспиймунайгаз». В работе представлены результаты экспериментальных исследований по обоснованию параметров воды для нагнетания в юрские горизонты, проведённых сотрудниками лаборатории физико-химических методов повышения КИН ВНИГНИ РФ под руководством зав. лабораторией к.т.н. Звездова А.В.

Месторождение нефти и газа «Ата Мура» открыто в 1988 году. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ РК в 1993 г. (Протокол №2 от 28.06.93 г.). Балансовые и извлекаемые запасы нефти по категории С1 составляют соответственно:

для мела -13264/2927 тыс.т., для юры - 4704/1863 тыс.т., для триаса - 1623/114 тыс.т. и всего по месторождению - 19591/4904 тыс.т.

С 1997 г. ТОО «БИГ» занимается разработкой и эксплуатацией основного юрского эксплуатационного объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки месторождения Ата Мура», составленной в 1995 году Атырауским филиалом «КазНИПИнефть».

Для разработки юрских горизонтов на южной части месторождения пробурены 21 эксплуатационных скважины.

С начала разработки в эксплуатационных скважинах проводились гидродинамические исследования скважин. Материалы опробования скважин месторождения Ата Мура включают в себя две части: непосредственное опробование продуктивных горизонтов и исследования на установившихся режимах (МУО) и методом снятия кривой восстановления давления (КВД). В настоящее время работы по испытанию продуктивных горизонтов в отложениях юры завершены. Всего по 21 скважине были испытаны Ю-II-А, Ю-II-Б и Ю-III продуктивные горизонты.

Исследования МУО по скважинам №№ 65, 66, 67 и 68 проводили на трех режимах с отработкой на каждом режиме по 3 суток, по скважинам №№ 53, 59, 61 и 64 - на двух режимах.

В эксплуатационных скважинах при исследовании МУО были получены фонтанные притоки нефти с водой, определены параметры пластов, такие как коэффициент продуктивности и проницаемость. Коэффициенты продуктивности скважин изменяются от 12,99 (скважина №66) до 38,6 (скважина №65) м3/сут*МПа, коэффициенты проницаемости - от 0,565 (скважина №68) до 0,806 (скважина №66) мкм2. Пластовое давление изменяется от 8,38 (скважина №66) до 9,23 (скважина №68) МПа.

В 1997 году было проведено 10 замеров пластового давления юрских горизонтов в скважинах №№ 53, 59, 61, 64, 65, 66, 67, 68, 71 и 74, которое в среднем составило 8,9 МПа. В 1998 году замеры были проведены в скважинах №№15А, 55, 61 и пластовое давление в среднем составило 8,9 МПа.

Среднее пластовое давление в 1999 г. (замеренное в скважинах №№15А, 53, 55, 60, 64, 70, 74 и 75) составило 8,82 МПа, в 2000 г. (замеренное в скважинах №№ 59, 60, 64, 65, 67, 68, 71, 72 и 75) составило 8,7 МПа (рисунок 1). В 2001 г. замеры пластового давления были проведены в скважинах №№ 59, 64, 67, в среднем пластовое давление составило 8,34 МПа. В 2002 г. среднее пластовое давление составило уже 7,1 МПа, в 2003 г. - 7 МПа.

Рассчитанные основные варианты разработки эксплуатационных объектов подверглись экономической оценке и объединены в три варианта в целом по месторождению:

1 вариант - разработка I объекта c ППД заводнением плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.;

2 вариант - разработка I объекта c ПТОС и ПТВ плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.;

3 вариант - разработка I объекта на естественном режиме c «CHOPS», плотностью сетки 2,25 га/скв., разработка II объекта c ППД заводнением плотностью сетки 6,8 га/скв.

На основе технико-экономического анализа основных вариантов разработки месторождения к утверждению рекомендуется 3 вариант с нижеследующими проектными показателями:

Проектный уровень добычи нефти - 233,7 тыс.т (2012 г.);

Темп отбора при проектном уровне 5,7%;

Проектный уровень добычи жидкости - 1483,2 тыс.т;

Проектный уровень закачки рабочих агентов (воды) - 478,8 тыс.м3;

Накопленная добыча нефти - 3329,9 тыс.т;

КИН - 0,22 доли ед.;

Накопленная добыча жидкости - 21189,8 тыс.т;

Накопленная закачка рабочих агентов - 8546,7 тыс.м3;

Фонд добывающих скважин - 104 ед.;

Фонд нагнетательных скважин - 8 ед.;

Фонд добывающих скважин для бурения - 83 ед.;

Фонд нагнетательных скважин для бурения - 1 ед.;

Средняя обводненность к концу разработки - 94,9%;

Капитальные вложения - 31250,8 тыс.долл.США;

Эксплуатационные затраты - 257464 тыс.долл.США;

Себестоимость тонны нефти - 80 долл. США;

Чистая прибыль - 58765,3 тыс.долл.США;

Накопленный поток наличности - 46226,9 тыс. долл. США;

Интегральный эффект - 26608,3 тыс. долл. США;

Роялти - 5954,2 тыс. долл. США;

Налогооблагаемый доход - 59250,7 тыс. долл. США;

Срок экономического предела - 2025 год;

ВНП - 19,38.

1.2 Объемы добычи нефти и газа

Динамика основных технологических показателей разработки юрских продуктивных горизонтов представлена в таблице 7 и на рисунках 8, 9.

С начала разработки за период 01.01.97г. - 01.06.03г. юрского эксплуатационного объекта накопленная добыча составила 484 тыс. тонн нефти. Отобрано нефти от начальных извлекаемых запасов категории С1 - 25,99%. Коэффициент нефтеизвлечения достигла 10,29%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти составляет 13,06 т/сут. Накопленная обводнённость продукции в среднем составляет около 32%.

С начала разработки отмечается постоянный рост добычи нефти, так в 1997 г. было добыто 10,6 тыс.т., в 1998г. - 42,1 тыс.т., в 1999г. - 80,3 тыс.т., 2000г. - 102,9 тыс.т., в 2001г. - 102,3 тыс.т. и 2002 г. -105,3 тыс.т. Увеличение объемов добычи нефти с 1997 г. по 2001 г. связано с возрастанием фонда добывающих скважин соответственно с 7 до 21 единиц. Максимальный ввод скважин в количестве 8 единиц состоялся в 1998 г., ввод скважин в 1999 и 2001г.г. составил 4 и 2 единицы.

Рост и стабилизация добычи нефти в 2000 - 2002 г.г. поддерживалась путем проведения различных геолого-технических мероприятий: комплексом ГИС по контролю за разработкой месторождения, проведением различных ремонтно-изоляционных работ (цементировок на нефтяной основе, обработок призабойной зоны различными поверхностно-активными веществами и др.).

Однако, начиная с 1999г. наблюдается естественное постепенное обводнение залежи, из них по годам: 1998г. - 1,96%, 1999г . - 17,5%, 2000 г. - 28,3%, 2001 г. - 35,1% и 2002 г. -41,6%. %. В большей степени скважины обводнены в приконтурной юго-восточной части месторождения, что связано с активностью законтурных напорных вод.

По приведенным графикам текущих технологических показателей разработки юрских горизонтов и картам суммарных отборов нефти и воды по состоянию на 01.06.03г. (рисунки 7) видно, что залежь разрабатывается достаточно равномерно по площади и стабильно по отборам жидкости и нефти.

Дебиты скважин по жидкости замеряются на групповых замерных установках типа «Спутник АМ40-14-400П» за определённый (установленный в часах) период времени. Для определения дебита скважин по нефти производится отбор проб с последующим анализом в химической лаборатории промысла на содержание воды, и по результатам обводнённости определяется дебит скважины по нефти и воде в объёмном выражении. Определяются плотность нефти, содержание в ней хлористых солей, механических примесей и расчётным путём вычисляется дебит нефти в тоннах за сутки. Исходя из периодов замеров ведётся учёт суммарной добычи нефти по каждой скважине за месяц и далее нарастающим итогом за год.

Дебиты скважин по газу замеряются на групповых замерных установках типа "СПУТНИК" АМ40-14-400П, поочередным переключением их на замерной блок установки.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах нагрева нефти и воды и котлах промысловой котельной.

Учёт газа ведётся ежесуточно по счётчикам газа «АГАТ», смонтированным на газовых трубопроводах, на одном из которых фиксируется общий объём добычи газа, на другом - объём его потребления на собственные нужды.

При разработке месторождения с нефтью извлекаются и пластовые попутные воды. Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные гребёнки БГ. Защита от коррозии коммуникаций ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии KW-2068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Контроль объёма и параметров закачиваемого агента ежедневно фиксируется водомерными счётчиками фирмы «WEC». На нагнетательных скважинах и на насосе установлены манометры, фиксирующие давление закачки. Фактически отбор проб закачиваемой воды производится ежедневно и отправляется в лабораторию промысла на содержание механических примесей и нефти. Заведены журналы учёта закачки, где фиксируются показания манометров, продолжительность и объём закачанной жидкости. Таким образом, контроль объёма закачки и отбор проб производится согласно Проекту.

Фактически с начала разработки месторождения по всему фонду проводятся нижеследующие гидродинамические исследования скважин и промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой:

с целью контроля за производительностью скважин - определение дебита по жидкости - не менее 6 раз в месяц, обводнённости продукции не менее 6-8 анализов в месяц по каждой скважине (по проекту: определение дебита по жидкости - 1 раз в неделю, определение обводнённости - 1 раз в неделю);

замеры динамических уровней - 3-5 раз в месяц с целью определения режима работы глубинных насосов по каждой скважине (по проекту: определение динамических уровней - 1 раз в квартал);

отбор и лабораторный анализ поверхностных проб флюида по каждой скважине - один раз в месяц;

замер устьевых давлений манометрами: трубного, затрубного и давления на выкидных линиях - ежедневно;

исследования методом установившихся отборов с целью снятия кривой восстановления давления и определения продуктивности скважин -16 исследований. Исследования проводились специализированным гидродинамическим отрядом ЦНИЛ АО "Эмбамунайгаз", специальным отрядом ГИС по контролю за разработкой, а с приобретением глубинного скважинного манометра "Микон -107" собственными силами персонала промысла;

с целью контроля пластового и забойного давления проводятся постоянные замеры статических и динамических уровней - динамических не менее 3-5 раз ежемесячно по всему фонду скважин, статических - при смене внутрискважинного оборудования, проведении каких - либо геолого-технических мероприятий;

по 15 скважинам проведены специальные исследования ГИС по контролю за разработкой с целью определения работающих интервалов (профиля притока), дебита отдельных прослоев, состава флюида по стволу скважины, выделения обводнившихся интервалов и заколонных перетоков.

Исследования проводятся как в статическом, так и динамическом режимах с записью методов: термометрии, барометрии, термодебитометрии, влагометрии, плотности, магнитного локатора муфт, ГК. По шести скважинам проведены исследования методом ИННК по определению текущей нефтенасыщенности и выделению обводнившихся интервалов.

Полученные данные проведённых гидродинамических и геофизических исследований в скважинах достаточно информативны и используются при разработке месторождения. В большинстве случаев по результатам исследований компанией проводятся различные геолого-технические мероприятия: определяется и /или уточняется оптимальный режим работы скважин, проводятся работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе. Так, по данным ГИС по контролю за разработкой в скважинах №№65, 71, 72, 2-А проведены геолого-промысловые мероприятия

по снижению обводнённости с получением реальной эффективности по добыче нефти.

В процессе эксплуатации скважин происходит кольматация призабойных зон парафино-смолистыми отложениями и для восстановления и очистки призабойных зон проводились обработки их горячей нефтью и нестабильным бензином с ПАВ. По некоторым скважинам с целью интенсификации притоков привлекались научно-производственные фирмы, такие как Московская «Сервон», Тюменьская «Гелий», для проведения более сложных работ по обработке пластов многокомпонентными химическими растворами.

С целью интенсификации притоков нефти на промысле проводятся работы по ограничению притока пластовых вод. В результате прорыва пластовой воды по отдельным пропласткам или по пласту резко снижается приток нефти. Восстановления дебита скважин по нефти удаётся достичь путём отсечки пакерами обводнившихся пропластков или изоляции пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. Стабилизация добычи нефти поддерживается путём проведения различных геолого-технических мероприятий.

На месторождении ранее было пробурено 23 скважины - 12 поисковых (№№1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 13, 23 и 24) и 11 разведочных (11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 и 22). Их них 8 (№№ 1, 2, 7, 9, 11, 15, 16 и 21) скважин введены в консервацию как продуктивные, 15 скважин (№№ 3, 5, 6, 8, 10, 12, 13, 14, 17, 18, 19, 20, 22, 23 и 24) ликвидированы по геологическим причинам.

С сентября 1999 года по I квартал 2000 года в скважинах №№2-А, 15-А, 70, 71, 72, 75 наблюдается высокое обводнение (50 - 80%), что привело к образованию двух языка обводнения в юго-восточной части месторождения: один в районе скважины 15-А и другой в районе скважин 70, 71 и 75. В отчёте «Уточнение геологической модели меловых горизонтов месторождения и выбор участка опытно-промышленной разработки", выполненный институтом "Каспиймунайгаз" в мае 2000г. было предложено с целью увеличения продуктивности нефти и исключения возможного влияния языкового обводнения провести капремонт скважин с зарезкой наклонных стволов, которые обеспечили бы более благоприятные условия эксплуатации.

Работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе позволили снизить и стабилизировать обводненность скважин №№ 15-А, 70, 71. Данные ГИС (по контролю за разработкой) в скважинах № 2-А, 65, 71 показали реальную эффективность уменьшения обводненности и увеличение добычи нефти. Многократные и длительные по времени работы по снижению обводненности в скважинах №№ 68, 72 и 75 проведенные, как самостоятельно, так и с привлечением специализированных научно - исследовательских фирм («Гелий» «КазПромГеофизика») не дали удовлетворительных результатов.

Таким образом, в юго-восточной части месторождения на 01.06.03г. выделяются отдельные скважины №№15А, 68, 72 с текущей обводнённостью выше 70%, в районе скважин №№2-А, 55, 56, 61, 62, 67, 74, 75 текущая обводнённость изменяется от 40 до 70% .

На состояние 01.06.03г. основной текущий отбор приходится на центральную часть южного крыла месторождения. В юго-восточной части с ростом обводнения в скважинах незначительный текущий отбор нефти.

Таблица 1.

Характеристика фонда скважин на 01.01.05

Наименование	Характеристика фонда скважин	меловые горизонты	юрские горизонты
		Количество скважин / номера скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	5	25
		(скв. №№16-М, 21-М, 90-М, 80-М, 79-М)	(скв. №№ 52, 53, 54, 55, 56, 59, 60, 61, 62, 64, 65, 66, 76, 67, 68, 70, 72,71, 74, 75, 2-А, 15-А, 77, 78, 80)
	Возвращены с других горизонтов	-	-
	Всего	5	23
	в том числе:
	Действующие	4	23
		(скв. №№ 16-М, 21-М, 79-М 90-М)	(скв. №№ 52, 53, 54, 55, 56, 59, 60, 61, 62, 64, 65, 76, 67, 68, 70, 71, 74, 75, 2-А , 15-А, 77, 78, 80)
	из них фонтанные	-	-
	ЭВН	-	23
	ШГН	4	-
	Бездействующие	-	-
	В освоении после бурения	-	-
	В консервации	1 (скв. №80-М)	-
	Переведены под закачку	-	2 (скв. №№72, 66)
	Ликвидированные	-	-
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	-	-
	Возвращены с других горизонтов	-	-
	Переведены из добывающих	-	4 (скв. №№2-Г, 15-Г, 72, 66)
	Всего	-	4 (скв. №№2-Г, 15-Г, 72, 66)
	в том числе:
	Под закачкой	-	3 (скв. №№2-Г, 15-Г , 66)
	Бездействующие (ожидание КРС)	-	1 (скв. №72)
	В освоении после бурения	-	-
	В консервации	-	-
	В обработке на нефть	-	-
	Переведены на другие горизонты	-	-
	Ликвидированные	-	-
Водозаборный фонд	Пробурено всего	3 (скв. №№1-ГР, 2-ГР, 3-ГР)
	в том числе:
	Действующие	2 (скв. №№2-ГР, 3-ГР)
	Наблюдательная	1(скв. №2-ГР)

1.3 Сбор и подготовка скважинной продукции

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

охрана труда и окружающей среды;

обеспечение проектных дебитов скважин;

минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;

минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования базируются на показателях разработки на период 20-25 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

При этом необходимо отметить, что на нефтяном месторождении Ата Мура имеются два объекта для разработки, находящиеся на разных стадиях:

В I объект входят все меловые продуктивные горизонты М-I, М-II, М-III, М-IV, М-V и М-VI, находящиеся на стадии пробной эксплуатации.

На втором объекте эксплуатируются юрские продуктивные горизонты распространенные на южном крыле структуры Ю-I, Ю-II и Ю-III и находящиеся на промышленной стадии разработки.

Учитывая различия физико-химического состава пластовых флюидов и глубин залегания продуктивных нефтенасыщенных пластов рекомендации по технике и технологии добычи нефти будут рассматриваться отдельно для меловых и юрских отложений.

1.3.1 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Нефтепромысел Ата Мура обустроен в соответствии с проектом «Обустройство юрских горизонтов нефтяного месторождения Ата Мура», выполненным институтом КазНИПИнефть в 1995 году.

В соответствии с РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды» на месторождении применена лучевая герметизированная напорная система сбора продукции скважин.

Меловые отложения

В период испытания трёх действующих скважин мелового горизонта, одна скважина (№90-М) работала на ёмкость, смонтированную вблизи устья. По мере накопления продукции в ёмкости, периодически автоцистерной продукция вывозится на установку подготовки нефти (УПН), где совместно с нефтью юрского эксплуатационного объекта подготавливается до товарной кондиции.

Две другие скважины (№№16-М, 21-М) были включены в промысловую систему сбора и подготовки нефти юрских горизонтов.

В районе скважины №21-М оборудована бетонная площадка, на которой смонтированы сборная ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5 м3, насос НБ-32, батарея задвижек замерного блока. Скважины №№16-М, 21-М выкидными линиями соединены с площадкой и через батарею задвижек могут быть переключены на замерную ёмкость, на сборную ёмкость или непосредственно в нефтесборный коллектор, соединяющий площадку с групповой замерной установкой №1 (ГЗУ №1). Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб выкидной линии равен 89х5 мм с протяженностью 450м (скважина №16-М) и 50 м (скважина №21-М), заложенных на глубину 1 метр. Наружный диаметр и толщина стенки нефтепроводных труб нефтесборного коллектора равен 89х3,5 мм протяженностью 820 м, заложенных на 1 метр глубины.

Насос НБ-32 обвязан трубопроводами с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором и выполняет функции откачки жидкости из замерной и сборной (аварийной) ёмкостей на ГЗУ и налива её в автоцистерны непосредственно на площадке.

В ГЗУ №1 продукция скважин меловых горизонтов, смешавшись с продукцией юрского эксплуатационного объекта, направляется по общему нефтесборному коллектору на площадку установки подготовки нефти.

В процессе работ по испытанию скважин определился недостаток принятой схемы, связанный с возникновением в системе больших давлений в зимний период, из-за высокой вязкости эмульсии и значительной длины выкидной линии скважины №16-М и нефтесборного коллектора от площадки до ГЗУ. При откачке нефтяной эмульсии насосом создавались повышенные давления на ГЗУ (по-видимому, создавались пробки из вязкой нефти ) и соответственно повышались давления на устье юрских скважин, работающих на данную ГЗУ. А при работе скважин непосредственно в систему сбора создавались высокие давления на устьях скважин. В зимний период нефтяная эмульсия постоянно вывозилась на УПН автоцистернами.

Технология внутрипромыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды действующей системы следующая: поток газожидкостной смеси от устья скважин по выкидным линиям из труб 89х3,5мм, заложенных на глубину 1 м под давлением 1,0 МПа поступает на две АГЗУ типа «Спутник АМ40-14-400П». На ГЗУ проводятся замеры дебита скважин по жидкости и газу, с поочерёдными переключениями их на замерной блок установки.

От ГЗУ по сточным линиям из нефтепроводных труб 159х4,5мм продукция скважин поступает на площадку УПН для её сепарации от газа и подготовки до нормативных требований с целью дальнейшей транспортировки нефти в систему магистральных нефтепроводов, а воды в систему ППД.

1.3.2 Подготовка нефти

Подготовка нефти осуществляется термохимическим методом на установке подготовки нефти (УПН). Продукция скважин от ГЗУ «Спутник АМ40-14-400П», на которых производится дозирование деэмульгатора «RP-6319» фирмы «Бейкер- Петролайт» блочными установками БР-10 (БР-2,5), поступает на нефтегазосепаратор первой ступени НГС1-1,6-1600-1-ГП, где происходит отделение жидкости от газа.

Жидкость (нефть, вода) под давлением сепарации направляется на печи подогрева ПТ-16/150, где нагревается до температуры 80-90 °С, после чего поступает в отстойник ОГ - 200П, в котором в динамическом режиме происходит отделение нефти от воды.

Обезвоженная нефть направляется в электродегидратор ЭГ-160/10, где также в динамическом режиме происходит её более глубокое обессоливание за счёт электрополя и подачи на вход аппарата нагретой на печах ППТ-0,2 пресной воды. После электродегидратора и второй ступени сепарации на нефтегазосепараторе НГС2-0,6-1600 нефть поступает в технологический резервуар РВС-1000 где, проходя через распределитель потока и слоя пресной воды, окончательно обессоливается до содержания хлористых солей менее 100 мг/л. Затем нефть накапливается поочерёдно в 2-х товарных резервуарах РВС-1000 и РВС-3000 и насосами внешней перекачки НБ-125 по нефтепроводу диаметром 219 мм и длиной 41 км откачивается на пункт приёма-сдачи НПС-3, принадлежащий «КазТрансОйл». Вся нефть подготавливается и сдается по первой группе качества.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах подогрева нефти и воды и котлах промысловой и бытовой котельной. Часть газа сжигается на факелах. Учёт газа осуществляется двумя газовыми счётчиками типа «АГАТ», один из которых фиксирует общий объём газа, второй - расход газа на вышеуказанные нужды.

Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные «гребёнки» БГ.

Защита от коррозии коммуникаций системы ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии CRW-82068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Для технического водоснабжения нефтепромысла используются подземные воды, добываемые из водозаборных скважин в разрешённом объёме. Объем извлеченных подземных вод из водозаборных скважин в 2001 г. составил 3701 м3, в 2002 г. - 4100 м3, 2003 г. - 5130 м3. Учет извлекаемой воды ведется объемным способом счётчиками типа «WORTEX».

Оборудование и сооружения:

нефтегазосепарационные установки первой ступени сепарации - НГСI-1,6-1600-1-ГП, второй ступени сепарации - НГС-II-0,6-1600-И и газосепараторы после каждой ступени ГС1-25-600-1-1;

установка подготовки нефти (УПН), подогреватели, автоматизированные ПТ16/150 для нефти - 2 шт., отстойник горизонтальный ОГ-200П, электродегидратор ЭГ-160/10;

установка подготовки пластовой воды - отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, буферные ёмкости для очищенной пластовой воды V-80 м3 - 2 шт.;

резервуарный парк РВС-1000 - 3 шт., РВС-3000 - 1шт., два РВС-1000 оборудованы как технологические и взаимозаменяемые, другие - для накопления кондиционной товарной нефти;

нефтяная насосная с технологическими насосами и насосами внешней перекачки нефти ЦНС38-66 - 4 шт. и НБ-125 - 2 шт. соответственно;

насосная для закачки воды в систему ППД типа ЦНС60-330 - 1шт., блок-гребёнки БГ-1 для распределения нагнетаемой воды по нагнетательным скважинам - 2 шт.;

насосная пожаротушения с резервуарами для хранения противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

Промысловая котельная с тремя котлами на газовом и жидком топливе;

блочные дозировочные установки БР-10 и БР-2,5 для дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии;

наливная эстакада для налива нефти в автотранспорт и спецтехнику;

операторная с КИП и АТ;

промысловая химлаборатория.

Электроснабжение промысла, подсобных объектов и жилого бытового комплекса осуществляется от дизельной электростанции с четырьмя дизельгенераторами типа «Катерпиллар» мощностью 290 кВт каждый, комплектными трансформаторными подстанциями и линиями электропередачи на 6,0 и 0,4 кВ.

Защита от коррозии колонн скважин и подземных трубопроводов осуществляется двумя мощными катодными установками.

Внешний транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу Ата Мура - НПС-3 диаметром 219 мм и протяжённостью 41 км, принадлежащему компании «АНАКО», до приёмо-сдаточного пункта НПС-3.

Защита нефтепровода от коррозии осуществляется двумя СК3 (станции катодной защиты), питающимися электроэнергией от ЛЭП промысла и НПС-3.

На приёмо-сдаточном пункте компанией построены узел учёта нефти, два резервуара РВС-1000 для товарной нефти и противопожарная насосная с резервуарами воды и раствора пенообразователя.

Существующая система сбора и промысловой подготовки продукции скважин работает надёжно, аварий на трубопроводах и с оборудованием не было.

1.4 Проект новой системы промыслового сбора и подготовки скважинной продукции

Исходя из расположения на месторождении скважин №97-М и №79, рекомендуется подключить выкидной линией скважину № 97-М на площадку скважины № 21-М, а скважину №79 выкидной линией на ГЗУ № 1.

ГЗУ на УПН, расположенная на расстоянии 450-500м от опережающих добывающих скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М (и резервных 93-М, 96-М), полностью загружена.

ГЗУ №1 расположена от проектных скважин на расстоянии 700-850 м и по сравнению с ГЗУ на УПН имеет свободные места для подключения.

На основании анализа опыта сбора и перекачки высоковязкой нефти меловых отложений и в связи со значительным удалением проектных скважин от ГЗУ №1, на период опытных работ рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти перечисленных выше скважин (рисунок 1.8.1).

В центре четырехугольника из скважин №№91-М, 92-М, 94-М, 95-М создаётся площадка (сборный пункт), на которой монтируются сборная (аварийная) ёмкость объёмом 28 м3, замерная ёмкость объёмом 5м3, замерной блок из задвижек 80 мм Ч 1,6 атм., вертикальный нефтегазосепаратор (трап) объёмом 0,8м3, ёмкость для улавливания песка, насос НБ-32, дренажная ёмкость с насосным агрегатом (рисунок 1.8.2). Скважины выкидными линиями из нефтепроводных труб диаметром и толщиной стенки 89 х 3,5 мм с глубиной заложения 1 м подключаются к замерному блоку. Площадка располагается таким образом, что длина выкидных линий скважин не превышает 100-150м. Насос НБ-32 обвязан с замерной и сборной (аварийной) ёмкостями и нефтесборным коллектором диаметром и толщиной стенки 114Ч4,5мм с глубиной заложения 1 м, от площадки (сборного пункта) до емкостей площадки приёма нефти с других месторождений (Жиланкабак и др.), расположенных на УПН. Нефть меловых отложений со скважин перекачивается насосом НБ-32 в эти ёмкости и далее по существующей схеме вовлекается в процесс подготовки или направляется непосредственно на начало процесса подготовки нефти юрских отложений.

Продукция скважин №№91-М, 92-М, 94- М, 95-М по выкидным линиям поступает на замерный узел 1 (рисунок 12), на котором для каждой скважины смонтированы две задвижки, позволяющие переключать каждую из них на замерную ёмкость 3 или в общий коллектор на УПН. При замере дебита скважины её продукция направляется на калиброванную замерную ёмкость 3, где происходит замер дебита скважин за определённое время с последующим пересчётом на сутки, все остальные скважины работают в общий коллектор на УПН. После замера ёмкость опорожняется насосом 7 в общий коллектор на УПН. В случае аварий на коллекторе или других непредвиденных обстоятельствах продукция скважин может быть направлена на аварийную ёмкость 6 до полной остановки всех скважин с последующим опорожнением её насосом 7 в общий коллектор. Дренажная ёмкость ЕП -16 с насосным агрегатом, вмонтированным в ёмкость, предназначается для дренажа со всех действующих ёмкостей с последующей откачкой жидкой фазы в общий коллектор на УПН, а твёрдой в ёмкость для песка 5, из которой вывозится в шламонакопитель. Все ёмкости герметичные и их вскрытие может быть произведено только в аварийной ситуации.

Скважину №97-М выкидной линией из нефтепроводных труб 89Ч3,5 мм рекомендуется подключить на существующую площадку сбора скважин №№21-М, 16-М двумя задвижками Ду80 (рисунок 13). Скважину №79 выкидной линией из нефтепроводных труб 89 Ч 3,5 мм рекомендуется подключить на ГЗУ №1.

Все ёмкости и трубопроводы, смонтированные на сборном пункте, необходимо теплоизолировать и предусмотреть электронагреватели внутри всех ёмкостей.

В процессе опытных работ необходимы промысловые наблюдения за количеством выносимого песка, его оседанием в трубопроводах и в ёмкостях, оседанием на внутренних полостях трубопроводов и ёмкостей смолопарафинистых отложений и периодичностью их очистки, влиянием на внутреннюю поверхность коммуникаций коррозии от воздействия минерализованных пластовых вод с тем, чтобы использовать накопленный опыт при составлении проектных документов на промышленную разработку объекта.

Исходя из расположения на месторождении проектных скважин №№80, 82, 83, 85 и в зависимости от свободных мест для подключения к «Спутнику АМ40-14-400П», рекомендуется подключить скважины выкидной линией на ГЗУ №1. Остальные проектные скважины №№81, 84 и 86 рекомендуется подключить на ГЗУ, расположенную на территории УПН, так как они располагаются рядом с УПН. Подключение проектных скважин к ГЗУ будет происходить в зависимости от выбытия добывающих скважин под нагнетание. Рекомендованные к переводу под нагнетание добывающие скважины №№15-А, 52, 55, 66, 68. На основании анализа опыта сбора и перекачки нефти юрских отложений на период промышленной разработки рекомендуется следующая система сбора и подготовки нефти вышеперечисленных скважин (рисунки 11, 14, 15). Предлагаемая система сбора значительно сокращает протяжённость трубопроводов и при этом позволяет создать процесс сбора и подготовки нефти проектных скважин юрского эксплуатационного объекта без изменения существующей схемы сбора и подготовки.

На установке подготовки нефти и воды рекомендуется:

Ввести в схему подготовки оборудование предварительного сброса попутной воды до нагревателей ПТ 16/150 и оборудование по подготовке воды до нормативных требований. Эти мероприятия позволят разгрузить подогреватели и обеспечить достаточный технически необходимый резерв по мощности установки;

Для улучшения работы и достижения высокого КПД установки предварительного сброса воды рекомендуется построить теплообменник для подачи более нагретой эмульсии в УПСВ;

Увеличение объемов добываемой попутной воды создает нагрузку для работы отстойника с патронным фильтром для очищения сточных вод. Для оптимальной работы установки подготовки воды необходимо построить вспомогательный отстойник для улавливания нефтяных капель. Здесь же можно рекомендовать горизонтальные отстойники с гидрофобным слоем, которые показали в нефтяной промышленности высокую эффективность;

Автоматизировать некоторые процессы, в частности, замер уровней в резервуарах, контроль за работой фонда скважин из операторной;

Полная утилизация попутного нефтяного газа.

Рисунок 1. Площадка сбора нефти на опытно-промышленном участке скважин

1.5 Требования и рекомендации по полной утилизации газа

На нефтепромысле Ата Мура применена напорная система сбора продукции с двухступенчатой сепапрацией газа на установке подготовки нефти (УПН). Выделившийся на нефтегазосепараторах первой и второй ступени сепарации газ проходит дополнительную осушку и далее используется, в основном на собственные нужды промысла.

Коэффициент использования нефтяного газа на собственные нужды промысла Ата Мура составляет по годам:

Годы	1999	2000	2001	2002	2010	2011
Коэффициент использования	66,9%	63,7%	74,8%	75%	74,7%	80,5%

В настоящее время попутный газ, используемый на собственные нужды на промысле Ата Мура направляется на:

печи подогрева нефти ПТ16/150 при ее подготовке до товарной кондиции;

печи подогрева пресной воды ППТ-0,2 при обессоливании нефти;

промысловую котельную (теплоснабжение промышленных зданий УПН, обогрев резервуаров, технологических трубопроводов и аппаратов);

миникотельную (теплоснабжение бытового комплекса);

котельную ремонтно-механической мастерской.

С целью повышения степени использования попутного газа ТОО "БИГ" в 2001-2002 гг. было приобретено необходимое оборудование и смонтирован газопровод для перевода одного из котлов промысловой котельной с жидкого топлива на газ. В осенне-зимний период (отопительный сезон) 2002-2003 гг., 2003-2004г.г., котёл работал на газовом топливе. Это мероприятие позволило увеличить использование попутного газа на 300-тыс.м3 в год. В 2002 г. полностью завершено строительство газопровода и проведены работы по переводу миникотельной, обеспечивающей теплоснабжение бытового комплекса вахтового посёлка и котельной ремонтно-механической мастерской на газовое топливо, что позволило увеличить использование газа на 90-110 тыс.м3 в год.

Увеличение использования объема газа на собственные нужды предполагается:

в связи с увеличением обводненности;

настоящим проектом предусматривается предварительный сброс воды, для чего будет приобретён и смонтирован концевой делитель фаз (КДФ) до подогревателей установки подготовки нефти, что потребует дополнительного подогрева воды для интенсификации процесса её отделения с применением подогревателей типа ППТ-02, работающих на газовом топливе;

полная утилизация попутного газа будет связана с увеличением добычи нефти, в том числе и высоковязкой нефти из меловых горизонтов на опытно-промышленном участке, имеющей незначительный газовый фактор, а также круглогодичной работой указанных выше подогревателей ППТ-02.

Ниже в таблице 2 приводятся прогнозные данные по полному использованию попутного газа на нефтепромысле Ата Мура в течении 2012-2013 гг.

Таблица 2.

Прогнозные данные по использованию попутного газа

Показатели:	2012г.	2013г.
Добыча нефти, тыс.т	101.2	120.1
Добыча газа, млн.м3	2,03	2,3
Поступление нефти на подготовку, тыс.т., всего	111.2	130.1
в том числе привоз нефти сторонних организаций, тыс. т.	10.0	10.0
Расход газа на подготовку 1 т. нефти, м3	13	13
Всего Используется на нужды промысла, млн.м3, в том числе:	1,917	2,29
1. на установке подготовки нефти в печах ПТТ16/150 и ПТТ-02	1.446	1.690
2. промысловой котельной (теплоснабжение промышленных зданий, обогрев резервуаров, технологических трубопроводов и аппаратов	0.296	0.296
3. миникотельнаой (теплоснабжение бытового комплекса)	0.100	0.100
4. котельная ремонтно-механической мастерской	0.01	0.01
5. Подогреватели ППТ-0.2 для подогрева воды	0.065	0.194
Сжигается на факеле, млн.м3	0,113	0,01
Коэффициент использования, %	94.5	99,5

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Технологический расчет

2.1.1 Определение поверхности теплообмена в теплообменниках

Для большинства теплообменников теплообмен в трубном пространстве осуществляется за счет конвекции при продольном омывании поверхности теплообмена потоком. Критерии Нуссельта Nu, а значит, коэффициент теплоотдачи , в зависимости от режима движения.

Методика расчета

Поверхность теплообмена в теплообменниках, работающих в стационарном режиме, определяют по формуле

S=Q/(Ktср), (1.1)

где Q- количество теплоты, переданное в единицу времени через поверхность S,Вт.

Для теплообменников с цилиндрическими станками применяется уравнение

Q = KStcp, (1.2)

где l - длина трубки теплообменника, м; n - число параллельно работающих труб; и - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и наружной стороны трубы, Вт/(м2 .0С); r1 и r2 - внутренний и наружный радиус трубы, м; - толщина i-го слоя, м; - теплопроводность i-го слоя, м; K - коэффициент теплопередачи, отнесенных к поверхности S, Вт/(м2 .0С); S=- общая поверхность теплопередачи, м2 ; d - наружный диаметр трубы.

Количество переданной теплоты Q определяют из теплового баланса

Q = G1cp1(t-t)=G2cp2(t-t), (1.3)

где cp1 и cp2 - удельная теплоемкость жидкостей 1 и 2, Дж/(кг. 0С); t- начальная температура нагреваемой жидкости, 0С; t - конечная температура нагреваемой жидкости, 0С; t- начальная температура охлаждаемой жидкости, 0С; t- конечная температура охлаждаемой жидкости, 0С.

Средний температурный напор, входящий в (1.2), при прямотоке или противотоке определяют как средне логарифмический

tcp = , (1.4)

где t0 и ts - разность температур жидкостей на обоих концах теплообменника. При прямотоке t0=t-t, ts=t-t, при противотоке t0=t-t, ts=t-t.

Если t0/ts2, то вместо среднего логарифмического температурного напора можно использовать средний арифметический.

Уравнение теплового баланса теплообменника, через который протекает нефтяная эмульсия и безводная горячая нефть, имеет следующий вид:

G1cp1(t -t)=, (1.5)

где G1 и G 2 - соответственно количество поступающей в теплообменник безводной (горячей) и обводненной нефти (холодной), кг/ч; Gэ - количество поступающей пластовой воды вместе с нефтью, кг/ч; cp1, cp2, cp3 - удельные теплоемкости соответственно горячей, холодной нефти и пластовой воды, Дж/(кг.0С); t- температура эмульсии при входе в теплообменник, 0С; t- температура безводной (горячей) нефти при входе в теплообменник, а t- температура этой нефти при выходе из теплообменника, 0С; t - температура эмульсии, нагреваемая в теплообменнике (неизвестная), 0С; - к.п.д. теплообменника.

Формулу (5) можно представить так:

G1 cp1 (t- t)= Gэ cp3(t- t):, (1.6)

а удельную теплоемкость эмульсии так:

cp3= cpн+В(cpв- cpн), (1.7)

где В - содержание воды в эмульсии; cpн и cpв - соответственно удельная теплоемкость нефти и воды, Дж/(кг.0С); Gэ - массовый расход эмульсии, кг/ч.

Требуется определить длину теплообменника для нагревания G1= 14000 кг/ч раствора от температуры t= 120С до t = 920С.

Исходные данные: Удельная теплоемкость раствора cp = 4050 Дж/(кг.0С). Для нагревания используется G2 = 33000 кг/ч парового конденсата при температуре t= 1200С. Теплообменник имеет 100 труб диаметром 25*2 мм. В межтрубном пространстве установлены перегородки. Коэффициент теплоотдачи: для раствора, движущегося по трубкам, = 520 Вт/(м2 .0С); для конденсата движущегося в межтрубном пространстве, = 2300 Вт/(м2 .0С); теплопроводность стенки труб ст=45 Вт/(м .0С), толщина слоя отложения на стенках труб отл = 0,3мм, а их теплопроводность отл =1,7 Вт/(м .0С).

Решение. Количество теплоты, передаваемой в единицу времени,

Q = G2cp1(t-t)=МВт.

Конечную температуру греющего агента определяют из уравнения

Q = G2cp2 (t- t),

Откуда

t= 120-.

Так как конечная температура греющего агента меньше конечной температуры нагреваемой жидкости, должен быть предусмотрен противоток.

Изменение температуры

t= 12 t = 920С

t=87 t= 1200С

Средний температурный напор

tср=

Длина теплообменника, согласно (2)

l=

Подставляя в данное уравнение числовые значения величин: внутренний радиус трубы r1 ; r2 - наружный радиус трубы; rср отл и rср ст - средние радиусы отложений и стенки трубы, определим длину теплообменника

l=1,2 м.

2.1.2 Расчет веутрипромыслового нефтепровода

При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси.

Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

Методика расчета

Гидравлический расчет трубопровода предусматривает определение перепада давления по его длине, диаметра трубопровода или его пропускной способности. В основу расчета положено уравнение Бернулли

(z1+p1/g+w12/2g) - (z2+p2/g+w22/2g)=hП (1.8)

Где:

z1 , z2 - геодезические отметки, м.;

p1, p2 - начальное и конечное давление;

w1,w2 - скорость жидкости в начале и в конце трубопровода, м/с;

hП - путевые потери напора, м.

Путевые потери напора складываются из потерь на трение и на местные сопротивления. При гидравлическом расчете промысловых трубопроводов местными сопротивлениями можно чаще всего пренебречь, пренебрегаем и сжимаемостью жидкости, тогда из (1.8) получим

p = pmp - zg (1.9)

или суммарные потери напора

H = hmp (z1 - z2) (1.10)

Потери давления на трение определяются по уравнению Дарси - Вейсбаха

pmp =*(Lw2/ D2), (1.11)

а потери напора на трение из этой же формулы

hmp =*(Lw2/ D2g), (1.12)

где:

L - длина трубопровода, м;

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

w - средняя скорость течения жидкости в трубопроводе;

- коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от режима течения (числа Рейнольдса) и относительной шероховатости труб.

Число Рейнольдса можно определить в зщависимости от расхода жидкости по формуле:

Re = wD/v или Re = wD/ (1.13)

Где:

w=Q/F - скорость течения жидкости;

F - площадь поперечного сечения трубы;

V - кинематическая вязкость жидкости, м2/с;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с.

При числе Рейнольдса Re 2320 режим давления жидкости в трубе ламинарный и гидравлические сопротивления определяют по формуле Стокса