Ауыл шаруашылық ғылымдары агрономия



жүктеу/скачать 2.3 Mb.
бет7/19
Дата18.07.2016
өлшемі2.3 Mb.
#206541
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   19

ЛИТЕРАТУРА


  1. Галовин, Г. Ф. Высокочастотная термическая обработка / Г. Ф. Галовин, М. М. Замятин. – 2-е изд., перераб. – Л. : Машиностроение, 1990. – 240 с.

  2. Вологдин, В. П. Поверхностная индукционная закалка / В. П. Вологдин. – М. : Оборонгиз, 1974. – 291 с.

УДК 553.982.2



ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
В. П. Серебрякова

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана



Мұнай және газ кен орындарында горизонтальды ұңғымаларды қолданудың тиімділігін болжаудың көптеген әдістері мен есептеу схемалары бар. Бірақ концептуалды шешімдер мен жалпы принциптер қарастырылмаған . Осылардың негізінде дара ұңғымалар ғана емес, сонымен қатар алдын-ала берілген қасиеттері бар горизонтальды ұңғымалар пайдаланатын орындарын игеру жүйесін жобалауға болар еді. Бұл жобалау кезінде игеру нысандарын анықтауға, игеру жүйесін, ұңғыма торларының тығыздығының тиімді жағын шешуге жағдай жасайды.
В мире существует большое количество методик и расчетных схем, позволяющих прогнозировать эффективность применения горизонтальных скважин (ГС) на месторождениях нефти и газа. Однако совершенно не разработан концептуальный подход, общие принципы, на основании которых можно было бы проектировать не только отдельные скважины, но и системы разработки месторождений ГС, обладающие некоторыми наперед заданными свойствами. Такой подход позволил бы при проектировании решать оптимизационные задачи по определению объектов разработки, системы разработки, плотности сетки скважин
There are a lot of methodics and calculating schemes in the world, which allow forecasting the effectivity of the horizontal wells (HW) application at oil and gas fields. However, the conceptual approach and general principles on the basis of which it would be able to proect not only the single wells but systems of HW fields’ working out, which have some features, given beforehand, are not developed at all. Such approach would allow solving tasks of the working out objects’ identifying, system working out and well’s net density.
При проектировании разработки залежи углеводородов (УВ) системами ГС необходимо сформулировать геолого-технологические, технико-экономические и экологические принципы. Такие принципы и критерии позволят осуществлять первый тестовый отбор, который в дальнейшем должен сопровождаться конкретными гидродинамическими расчетами и технико-экономическим обоснованием. Каждая из этих проблем является сложной и многоаспектной задачей, поэтому в работе рассмотрены только некоторые принципы, приближающие нас к решению этих задач [1].

Новые технологии, основанные на применении ГС, коренным образом изменили практику и теорию мировой добычи углеводородов. Дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, значительно возросли. В результате есть возможность эксплуатировать месторождения раздельными сетками скважин, снизить депрессии, увеличить продолжительность безводного периода эксплуатации скважин. На некоторых месторождениях запасы нефти, которые ранее считались неизвлекаемыми, в настоящее время могут вырабатываться в промышленных масштабах, значительно улучшилось большинство показателей разработки [2].

Многообещающие прогнозы в области горизонтального бурения вызвали быструю реакцию подрядных и сервисных фирм, которые провели реорганизацию своих структур с целью создания отдельных подразделений для работы в этой области. Большинство крупных компаний организовали специальные группы (их насчитывается более 60) по изучению новых технологий, связанных с бурением и эксплуатацией ГС.

Вскрытие продуктивной толщи горизонтальным стволом скважины увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации и особенно эффективно для низкопроницаемых комплексов с вертикальной трещиноватостью [3].

Мировой опыт использования горизонтальных нефтяных и газовых скважин позволяет определить следующие наиболее целесообразные направления их применения:


  • повышение продуктивности скважин за счет создания од­ного или нескольких горизонтальных забоев;

  • повышение добывающих возможностей скважин за счет продления периода "безводной" эксплуатации;

  • повышение степени извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации перетоков углеводородов из низкопро­дуктивных зон по площади залежи к продуктивному разрезу;

  • повышение степени извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздей­ствия на пластовые флюиды;

  • повышение эффективности создания и эксплуатации под­земных хранилищ газа с помощью концентрированных систем горизонтальных скважин.

В Казахстане бурение и освоение горизонтальных скважин является перспективным направлением. Государство заинтересовано в увеличении добычи углеводородного сырья. Скважины с горизонтальными стволами могут послужить отличным направлением для осуществления данной цели.

При бурении горизонтального ствола добывающей скважины можно обеспечить заданное расстояние, как от кровли, так и от подошвы объекта, что позволит предупредить сокращение добычи нефти за счет прорыва воды,

Так при разработке северо-восточной залежи Чинаревского месторождения предполагается использовать новые технологии для максимального увеличения добычи, повышения нефтеотдачи и эффективности извлечения запасов, сводя к минимуму затраты на бурение и техобслуживание скважин.

Особенностями геологического строения нефтяного резервуара Чинаревской залежи, предопределившие эффективность бурения горизонтальных скважин являются:



  1. Значительная протяженность пластов – коллекторов.

  2. Преимущественное развитие горизонтальной проницаемости.

  3. Использование с большим эффектом трещиноватости пород, играющей важную роль в фильтрации.

Согласно симуляционной модели Чинаревского месторождения, длина горизонтального участка в новых скважинах должна быть не менее 400-600 м. Задачей горизонтального бурения является увеличение длины ствола добывающей скважины в коллекторе с умеренно меняющейся проницаемостью. Никаких специальных требований к отклонению от вертикального ствола или ограничений по точке начала набора кривизны нет, кроме того, что эта точка должна находиться ниже подошвы солей.

В настоящее время существуют навигационные приборы, позволяющие осуществлять автоматизированное и неавтоматизированное направленное бурение. Эти системы оснащены программируемым контроллером и навигационным прибором и могут бурить непрерывно в роторном режиме.

Одной из современных технологий системы роторного бурения является система Авто-Трак – это революционная система роторного бурения, объединяющая функции бурения и навигации в единую систему и которая может бурить под желаемым углом наклона. Данная система сама производит корректировки при необходимости, без вмешательства человека.

Благодаря постоянным усовершенствованиям оборудования, горизонтальное бурение стало экономичным методом разработки, обеспечивающим увеличение дебитов и извлечения нефти, конденсата и газа. Применение технологии бурения горизонтальных скважин в основном обусловлено одним из нижеследующих преимуществ:



  • контроль за образованием конуса обводнения в относительно небольших нефтенасыщенных мощностях;

  • повышение дебитов в тонких / плотных коллекторах;

  • сокращение общих затрат на разработку.

Экономическая эффективность горизонтального вскрытия продуктивных пластов в основном достигается за счет экономии средств и времени. При разработке нефтяных месторождений экономический эффект от применения этого способа вскрытия пластов достигается в результате сокращения капитальных затрат на бурение скважин и обустройство промыслов, а в последующем за счет сокращения эксплуатационных расходов.

Особенно высокая эффективность применения рассматриваемого способа вскрытия пластов достигается при разработ­ке нефтяных залежей, представленных карбонатными коллек­торами с их крайне неравномерной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Горизонтальная скважина увеличивает коэффициент охвата пласта и у нее выше коэффициент нефтеотдачи по сравнению с вертикальной.

Оценим продуктивность вертикальной скважины, полностью вскрывшей нефтяной объект, и горизонтальной с длиной вскрываемого интервала 400 метров.

Дебит определим по формуле Дюпьюи [1]:


Q =
где, k – коэффициент проницаемости для вертикальной и горизонтальной скважин, k = 0,053;

h – протяженность продуктивной толщины для вертикальной и горизонтальной скважин, соответственно hв = 40 м., hг = 133м.;

µ – коэффициент вязкости нефти, µ = 5;

Rk – радиус контура питания для вертикальной и горизонтальной скважин, Rk = 10м.;

rc – радиус вертикальной и горизонтальной скважин, rc = 0,076мм.

ΔP – депрессия давления, ΔP = 5 МПа или 50 кг/см2 для вертикальной и горизонтальной скважин;

Для горизонтальной скважины введем в формулу значение отношения


К пр.в / К пр.г. = 0,87,
то есть, коэффициент проницаемости по вертикали к коэффициенту проницаемости по горизонтали.
Qв = = 27 м3/сут;
Qг = = 105 м3/сут.
Как видно из приведённых расчётов, эффективность по нефтеотдаче горизонтальной скважины с вскрываемым интервалом 400 метров, почти в 4 раза выше, чем у вертикальной. Фактически она вероятно будет ещё выше, так как для расчёта приняты преднамеренно жёсткие условия по протяженности проницаемых участников (только одна треть от общей длины горизонтального интервала). Отсюда следует, что для получения нужного объёма нефти понадобится бурить в 3-4 раза меньше скважин. И хотя конечно стоимость одной скважины с четырёхсотметровым участком несколько выше стоимости вертикальной скважины, общий экономический эффект от их применения будет весьма значительным.

Может возникнуть вопрос о степени устойчивости стенок горизонтального участка скважины. Но как показывает опыт, известняки и доломитизированные известняки довольно устойчивы к разрушению при условии соблюдения требований установленного технологического режима разработки. При создаваемой депрессии на пласт 3-5 МПа скважина работает через открытый ствол продолжительное время (8-10 лет) без разрушения стенок. При больших депрессиях (в зависимости от величины) разрушение стенок и потеря забоя начинаются через 1-3 года эксплуатации скважин [2].

Следует учесть, что депрессия давлений на Чинаревском месторождении должна составить 4-5 МПа, но площадь фильтрации флюида через горизонтальный ствол как минимум в 4 раза больше, чем у вертикальной скважины, а это значит, меньше будет скорость потока при поступлении в скважину, и меньше будет его разрушительная сила.

Суммируя затраты на бурение и крепление каждой скважины отдельно, получаем общую стоимость горизонтальной скважины (ОСГС) – 1557087407 тенге и общую стоимость вертикальной скважины (ОСВС) – 1430394432 тенге. Отсюда видно, что общая стоимость сметы на горизонтальную скважину дороже на 126692975 тенге, чем стоимость вертикальной. Однако, учитывая, что площадь фильтрации флюида через горизонтальный ствол в 4 раза больше, чем у вертикальной скважины, и для получения нужного объема нефти понадобится бурить в 3-4 раза меньше скважин, подсчитаем общий экономический эффект (ОЭЭ) от применения горизонтальных скважин по следующей формуле:


ОЭЭ = Свс × 4 – Сгс,
где, ОСС – общий экономический эффект от применения горизонтальной скважины;

Свс – стоимость вертикальной скважины;

Сгс – стоимость горизонтальной скважины.

Подставив числовые значения стоимости скважин в формулу, получим следующее выражение:

56815577728 – 1557087407 = 4124490321тенге.

Таким образом, общий экономический эффект от применения горизонтальных скважин равен 4124490321 тенге.


ЛИТЕРАТУРА


  1. Бердин, Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин / Т. Г. Бердин. – М. : ООО Недра. – 2001.

  2. Пересиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М. Н. Пересиянцев. – М. ООО Недра. – 2001.

  3. Лысенко, В. Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко, В. И. Грейфер. М. : ООО Недра. – 2001.

УДК 622.692.2


СОСТОЯНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ (УЛФ) НА НЕФТЕБАЗАХ
Л. А. Чурикова, кандидат техн. наук, доцент, Ю. Г. Косарев, доцент
Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана
Бұл мақалада көмірсутектер буларының атмосфераға бөлінуінің шиеленісі қисынға келіп, олармен күресудің дәстүрлі құралдары көрсетілген және талданған. Көмірсутектердің жеңіл қоспаларның шығынын төмендететін тәсілдердің тиімділік коэффициенттерін салыстырмалы бағалап, мұнай өнімдері буларының атмосфераға бөлінуін төмендететін ең тиімді қондырғысы болып жеңіл қоспаларды ұстап алу қондырғысы анықталды.
В настоящей статье сформулирована проблема выбросов паров углеводородов в атмосферу, перечислены и проанализированы традиционные средства борьбы с ними. На основании сравнительной оценки по коэффициенту эффективности методов снижения потерь легких фракций углеводородов выявлено, что наиболее эффективными по снижению выбросов в атмосферу паров нефтепродуктов являются установки улавливания легких фракций (УЛФ).
In present article the problem of hydrocarbons steam emissions to the atmosphere is formulated, traditional means of struggle against them are listed and analysed. On the basis of a comparative estimation on effectiveness ratio of methods of decrease in losses of easy fractions of hydrocarbons it is revealed, that the most effective in decrease of oil products steam emissions in an atmosphere are installations of catching of easy fractions.
Ежегодно по различным оценкам [1] в атмосферу планеты выбрасывается 50...90 млн т углеводородов. Значительная часть этих выбросов приходится на предприятия нефтеперерабатывающей и нефтегазодобывающей отраслей промышленности. Удельные потери углеводорода за счет их испарения на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) различных стран мира составляют 1,1...1,5 кг на 1 т продукта [1]. Значительное загрязнение атмосферного воздуха парами нефтепродуктов происходит при заполнении и опорожнении резервуаров нефтехранилищ при так называемых "дыханиях" резервуаров. С момента добычи до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75 % потерь происходит от испарений и только 25 % приблизительно от аварий и утечек [2]. К наиболее существенным потерям нефтепродуктов при хранении, приеме и выдаче потребителям относятся есте­ственные потери, обусловленные испарением нефтепро­дуктов. Кроме уменьшения количества горючего при испарении ухудшается его качество вследствие безвозвратной потери низ­кокипящих углеводородов. Поскольку скорость испарения раз­личных углеводородов неодинакова, наряду с повышением со­держания высококипящих углеводородов в нефтепродуктах ме­няется их состав: увеличивается доля ароматических углеводоро­дов в результате уменьшения количества нафтенопарафиновых. Это повышает плотность горючего, снижает давление его насы­щенных паров, увеличивает плотность фракционного состава и изменяет другие эксплуатационные показатели.

Основная масса "дышащих" резервуаров сосредоточена на нефтепромыслах, нефтеперекачивающих станциях и в резервуарных парках нефтеперерабатывающих заводов. На долю резервуарных парков приходится примерно 70 % всех потерь нефтепродуктов на НПЗ. Загрязнение атмосферы парами нефти и нефтепродуктов происходит также при наливе автомобильных и железнодорожных цистерн на эстакадах и при заправке автомашин на АЗС. Удельные потери нефтепродуктов при наливе железнодорожных цистерн в несколько раз превышает потери из резервуаров. Потери углеводородов при "больших дыханиях" вызваны сжатием паровоздушной смеси (ПВС) в газовом пространстве (ГП) резервуара поступающим в него жидким нефтепродуктом. Когда давление в ГП достигнет некоторого предельного значения, происходит выброс части ПВС в атмосферу через специальный "дыхательный" клапан. Обратное явление - поступление воздуха в резервуар - отмечается при откачке продукта. Объем «большого дыхания» приблизительно соответствует поступившему в резервуар количеству продукта. По­тери от него растут при увеличении оборачиваемос­ти (число циклов приема-откачки) и зависят от кли­матической зоны. В таблице 1 представлены данные о потерях в наземных резервуарах со стационарными крышами [3].


Таблица 1 – Потери нефтепродуктов из наземных резервуаров, т/год


Объем резервуара, м3

При оборачиваемости резервуаров в год, раз

северная зона

южная зона

12

48

96

12

48

96

400

2,9

9,4

15,9

4,8

12,4

22,4

1000

6,7

19,4

36,4

11,2

29,4

58,4

2000

12,6

35,5

66

22,2

55,6

100,3

Потери от "больших дыханий" определяются рядом факторов: объемом, температурой и газонасыщенностью закачиваемого в резервуар нефтепродукта, концентрацией паров нефтепродукта в ПВС, давлением в ГП. Содержание паров в ГП повышается в процессе заполнения резервуара, однако основная масса паров углеводородов накапливается в ГП в период хранения нефтепродукта в резервуаре. Среднегодовые потери от "больших дыханий" составляют около 0,14 % от объема хранимого нефтепродукта [4].

На процесс испарения нефти и нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях существен­но влияют температура окружающей сре­ды, активность солнечной радиации, дав­ление и объем газового пространства, площадь контакта нефтепродукта с газо­вым пространством, атмосферное давле­ние и др. [1]. Объем потерь нефти и неф­тепродуктов при их хранении также зави­сит от условий работы резервуарных пар­ков. Так, потери от испарений в резерву­арных парках нефтеперерабатывающих предприятий разделяются на следующие составляющие: потери от вентиляции га­зового пространства 60-65 %; от "больших дыханий" 32-34 %; от "малых дыханий" 3-6 %. Высокий процент потерь при венти­ляции газового пространства объясняется нарушением требований герметизации резервуаров (особенно крыш), потери от "больших дыханий" обусловлены высокой оборачиваемостью резервуаров. В услови­ях длительного хранения нефтепродуктов потери происходят в основном при "ма­лых дыханиях".

Уменьшение объема выбросов паров углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными путями: улучшением герметизации емкостей; снижением абсолютных значений температуры ГП и хранимых продуктов, а также уменьшением амплитуды их колебаний; уменьшением объема ГП в резервуаре; улавливанием паров углеводородов, образующихся в резервуарах. Практическая реализация этих путей в виде организационно-технических решений представлена на рисунке 1.






Рисунок 1 – Средства сокращения потерь от испарения

(УЛФ – улавливание лёгких фракций)

Сравнительная эффективность (%) снижения выбросов паров углеводородов некоторых из этих систем составляет [4, 5]: средства сокращения потерь от испарения (УЛФ – улавливание лёгких фракций), плавающие крышки (ПК) и понтоны 70..95, газоуравнительные системы 60..90, сорбционные системы 90...96, компрессионные системы до 98.

В Институте проблем нефтехимпереработки АН РФ была проведена сравнительная оценка уровня загрязнения атмосферы в результате внедрения описанных методов в товарно-сырьевых парках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Сравнительная оценка выполнена по принципу нормирования (приведения массы выброса к эквивалентной массе диоксида серы, который используется в расчетах индекса загрязнения атмосферы ИЗА). Коэффициенты эффективности для методов снижения потерь ЛФУ таковы:


  • Стальной резервуар с дыхательной арматурой – 220;

  • Стальной резервуар с понтоном – 88;

  • Группа стальных резервуаров с газоуравнительной линией – 66;

  • Резервуар с конденсаторной системой ПКХМ – 35;

  • Технология УЛФ- 2;

В настоящее время наибольшее распространение за рубежом в качестве средств сокращения потерь углеводородов получили плавающие крыши и понтоны. Они обеспечивают значительную степень сокращения потерь и относительно дешевы и просты. Доля резервуаров с ПК и понтонами за рубежом превышает 60 % от общего числа резервуаров [5]. Эти средства сокращения потерь являются одними из самых распространенных, так как до сих пор велико число резервуаров, не имеющих никаких средств сокращения потерь от испарений. Использование ПК и понтонов связано с рядом конструктивных и технологических проблем, которые затрудняют их применение. Основными из них являются: потопление и заклинивание ПК и понтонов из-за неравномерной нагрузки от атмосферных осадков, перекоса направляющих труб, образования твердых отложений на стенках резервуара; потери углеводородов со смоченных стенок резервуара; возможность загрязнения хранимого нефтепродукта примесями из атмосферного воздуха; повышенная пожаро- и взрывоопасность.

Анализ современных способов улавливания паров нефтепро­дуктов, основанных на принципах адсорбции паров, закачива­ния в освобождающиеся емкости, мембранного разделения и других процессов, показывает, что они отличаются значительной стоимостью. Очевидно, что наиболее эффективными по снижению выбросов в атмосферу паров нефтепродуктов являются установки улавливания легких фракций (УЛФ). В настоящее время существует большое количество таких установок, с различным конструктивным исполнением и принципами работы. При высокой эффективности существующие установки этого типа обладают рядом недостатков: они дорогостоящи, имеют сложное оборудование и систему управления, требуют наличия потребителей сухого газа и т.д. При этом затраты на сооружение и эксплуатацию улавливающих установок обычно превышают стоимость сбере­женного продукта. В то же время на современном уровне техни­ческого оснащения нефтебаз и складов горючего естественные потери нефтепродуктов от испарения с высокой экономично­стью практически полностью могут быть устранены в результате применения разработанных стирлинг-технологий, ос­нованных на применении низкотемпературных холодильных машин Стирлинга [6, 7, 8, 9].

На основе стирлинг-технологий разработаны не­сколько типов систем хранения нефтепродуктов [5, 9] (рисунок 2).

Данная технология относится к классу конденсационных систем. Улавливание ЛФУ происходит за счет их охлаждения с последующей конденсацией. Низкотемпературные холодильные машины Стирлинга высокоэффективно работают в диапазоне до – 250 °С, что позволяет сжижать при атмосферном давлении весь спектр легких углеводородов. В качестве ожижителей газов применялись машины Стирлинга фирм «Werkspoor» и «Philips». Установки работают в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала.

Низкотемпературная машина Стирлинга Российского производства из состава воздухоразделительной установки «ЗИФ-1002» имеет на уровне 223 К (– 50 °С) холодопроизводительность, обеспечивающую улавливание и конденсацию паров ЛФУ нескольких крупных резервуаров с нефтепродуктами.

Системы бездренажного хранения нефтепродуктов на основе Стирлинг-технологий






Установки с непосредственным сжижением ЛФУ в низкотемпературных машинах Стирлинга



Установки с барботажем ЛФУ на основе криогенных машин Стирлинга и промежуточного азотного контура



Установки термостатирования газового пространства резервуаров нефтепродуктов на основе криогенных машин Стирлинга и азотного контура





жүктеу/скачать 2.3 Mb.

Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   19



©dereksiz.org 2024
әкімшілігінің қараңыз
    Басты бет