Технология применения магнитного аппарата

В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами для очистки штанг и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, используется способ очистки растворителем ФЛЕК Р- 017, а так же подъемом

штанг из насосно-компрессорных труб на поверхность с последующей очисткой паром, что ведет к загрязнению окружающей среды и связывает со значительными затратами средств и времени.

Технология применения магнитных аппаратов (MAC)

Использование МАС дает следующие преимущества:Продолжительность работы магнитного аппарата от 5 и более лет.

Не требует затрат в какой-либо форме, ни затрат на энергию в любой форме,ни использования каких-либо химических элементов.

Экологически безопасен.

Магнитный аппарат представляет собой цилиндр — длиной 1600 мм, снаружным диаметром 108 мм и внутренним диаметром от 50 до 60 мм.

С обоих сторон оборудован патрубками с муфтами из НКТ, диаметром 60 мм, длиной 50 мм — для крепления в колонне НКТ.

Добываемая жидкость, проходя через магнитный аппарат подвергается омагничиванию. Магнитная активация приводит к изменению межмолекулярных взаимодействий в нефти и появлению новых свойств (происходит изменение динамики роста кристаллов парафина, вследствие чего нарушаются связи между ними, ведущие к образованию и росту более крупных образований). По лабораторным данным магнитная память может сохраняться от нескольких часов до суток и является функцией, пропорциональной напряженности магнитного поля — с чем мы и столкнулись в период испытаний.

Основная и первопредложенная схема компоновки магнитного аппарата

на глубинном оборудовании — это схема- колонна НКТ насос - 1-2 НКТ — магнитный аппарат - НКТ (по необходимости) - фильтр.

Но намагниченная жидкость, проходя через клапана насоса теряла часть магнитной памяти (турбулизация), и была предложена другая схема компоновки: колонна НКТ - магнитный аппарат - насос - НКТ (по необходимости) - фильтр - штанга КанаРосс (на длину хода штанги в магнитном аппарате.

Основным критериями подбора скважин под оснащение магнитными аппаратами следующие:

1. Отложение парафина на глубинном оборудовании.

2. Величина МОП.

3. Величина МРП.

4. Подъездные пути.

Рисунок 3 – Магнитный аппарат

Требования и рекомендации по установке и эксплуатации магнитных аппаратов типа МАС в добывающих скважинах

Для нормальной работы МАС в скважине требуется полная очистка и промывка всего оборудования до забоя (лучше растворителем, а после длительной работы без промывки или длительного простоя - лучше механическая очистка стенок эксплуатационной колонны );

Скважина должна быть работающей с систематически контролируемыми параметрами;

Рекомендуется устанавливать МАС в "неблагополучные" скважины с неустойчивым режимом работы (т.е. с низким коэффициентом эксплуатации и требующие частых промывок и очисток);

Не рекомендуется устанавливать один МАС в скважину с дебитом около 3 м³/сут (возможен недостаток магнитной памяти);

Магнитный аппарат устанавливается в колонну НКТ на заданную глубину: выбирать по возможности прямой участок ствола скважины (основная схема установки МАС в колонну НКТ).

При установке МАС в колонну НКТ разрешается зажимать инструментом только корпус МАС и категорически запрещается зажимать фланцы и кожух (утолщенную среднюю часть) МАС;

Запрещается наносить удары, например, кувалдой по корпусу и кожуху МАС;

Категорически запрещается нагревать МАС выше 50 ⁰С (оберегать МАС от воздействия пара и нагрева прямыми солнечными лучами);

При установке МАС стрелка на кожухе должна указывать вверх (при повторном спуске вверх должен быть направлен торец МАС с

рисками на внутренней поверхности МАС (См. приложение 1 и 2).

Таким образом, рассмотрев технологию магнитной обработки нефтепромысловых флюидов, и, сравнив полученные результаты работы скважин до внедрения магнитных аппаратов и после, напрашиваются следующие выводы: использование магнитных аппаратов дает возможность:

1. Стабилизировать работу скважины.

2. Сократить технологические работы (промывка, ПРС), тем самым увеличить МОП, МРП.

3. Отпадает необходимость в поддержании подъездных путей для проведения профилактических операций и операций вывода скважин из простоя.

Задачи:

1. Провести исследовательские работы и работу с химической лабораторией по определению параметров, свойств жидкости, скважин - для более точного подбора критериев эффективной работы магнитных аппаратов (такие составляющие, как вязкость, содержание смол, асфальтенов, газонасыщенность, наличие парафина, обводненность).

2. Провести испытания магнитного аппарата по схеме установки (МАС выше насоса), по специально изготовленной штанге, исключающей прилипание к магнитному аппарату (проводимые испытания со стандартной штангой КоНаРоса результта не дало — обрыв штанг).

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

Главная цель деятельности предприятия – получить наилудший результат с меньшими затратами.

Произведем расчет экономической эффективности от применения Магнитных аппаратов на Шагиртско – Гожанском месторождении.

Для расчета эффективности применения магнитных аппаратов в качестве примера взяты скважины № 137, 338

4.1 Расчеты экономической эффективности внедрения МАС на Шагиртско – Гожанском месторождении.

Таблица 1 - Исходные данные

Наименование	Ед.изм.	До прим.	После прим.
Кол-во скважин, оборудованных МАС, взятых для расчёта	Скв.		3
Среднесуточный дебит скважин	т/сут	43,7	43,7
Наработка	сут	230	316
Кол-во ПРС на 1 скважину	рем.	2,31	1,23
Кол-во промывок на 1 скважину в год	опер.	2,4	1
Цена реализации 1 т нефти	руб	1900	1900
Стоимость 1 ПРС	т.руб	76,488
Средняя продолжительность 1 ПРС,в сутки	сут	2,45
Стоимость 1 промывки теплоносителем	руб	30000
Стоимость МАС			100000р
Продолжительность промывок	часах	4	4

Количество промывок до внедрения МАС – 4 в месяц, после внедрения – 2,6

Количество ПРС до внедрения МАС – 2,3 после 1,23

Таблица 2 Скважины с внедренными магнитными аппаратами

№ скв	Месторождение	Qф.н, т	Пласт	Стоимость МАС, тыч.руб
137	Шагиртско-Гожанское	2	С2b	100
338	Шагиртско-Гожанское	3,3	С2b	100

Среднесуточный дебит 20.5/2= 10.25 т. сут

Снижение затрат на промывки в месяц:

П_до - П_после= 4 - 2.6 = 1.4 промывок в месяц.

С_пр= 30000 руб

Снижение промывок в год:

1.4*12 = 16.8 промывок.

Снижены затраты на промывках:

(16.8*30000)*2= 1008000руб.

Снижение затрат на ПРС:

Снижение количества ПРС на 2 скважины:

(2.3 -1.23)*2 = 2.14

Снижение стоимости ПРС на 4 скважины.

1.07*2*76.488=163.687 руб

Суммарное снижение затрат на ПРС и промывках:

1008000+163.687= 1171684руб

Затраты на внедрение МАС на 2-х сважинах:

Стоимость + ПРС = (100000+76488)*2= 172976 руб

Получение дополнительный нефти после внедрения МАС на 2-х скважинах за счет снижения ПРС и промывок.

Снижение простоев скважин за счет уменьшения ПРС.

Снижены простои:

2.32*2.45=5.24сут или 125.8час

Экономия нефти: 5.24 сут*1.7 т.сут =8.908 т/сут

Рыночная стоимость нефти, сэкономленной на ПРС:

8.908 т/сут*4800руб = 42758руб

Получение дополнительный нефти на снижение числа промывок.

Снижение промывок на 2сважины.

(2,4-1)*2 = 2.8 промывок

В год: 2.8 *4час=11.2сут или 268.8час.

За это время добыто дополнительно из 2-х сважин:

(11,2сут*1,7 т/сут)*2= 38,08 т.нефти

Рыночная стоимость нефти, сэкономленной на промывках:

38,08 т. Нефти*4800= 182784 руб

Определение сэкономленных средств:

Э на ПРС и промывках + Э_нфти за счет снижения ПРС + Э_нефти за

счет снижения промывок:

1.171.684+42.758+182.784=1.397.226 руб.

Суммарная экономия за сутки:

1.397.226руб / 365= 3800 руб.

Окупаемость.

172.976/3800=45.5 дней≈ 3 месяца

Экономический эффект

Рисунок 4 - диаграмма

4.2 Обоснование реализации спец.вопроса

Вывод:

Исходя из вышепроизведенных расчётов, получены следующие результаты от установки МАС на скважинах Шагиртско-Гожанского месторождения:

- суммарная экономия в год внедрения МАС – 1.400.000руб

- затраты на внедрение МАС – 200.000 руб

- прибыль 1.400.000руб

- экономия за счет увеличения МОП по 2-м скважинам – 1.008.000руб;

- экономия за счет увеличения МРП – 163.700 руб

5 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Охрана недр и окружающей среды

С целью охраны воздушного бассейна применяется герметичная система сбора и транспорта нефти и газа, что исключает соприкосновение нефти с атмосферой на всём её пути от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти Устья скважин оборудуются сальниковыми уплотнителями типа СУСТ-2на давление 4.0 Мпа. Предусматривается утилизация попутного газа. Все технологические процессы автоматизированы, что обеспечивает защиту оборудования при повышении или понижении давления в системах и аварийную сигнализацию на оперативный пункт цеха добычи нефти и газа. Система очистки пластовых и сточных вод закрытая. С целью охраны и рационального использования водных ресурсов рекомендуется осуществлять закачку сточных вод в пласты.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятия, направленных на предотвращение безвозвратных потерь в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, приводящих к преждевременному обводнению дегазации пластов, перетоков жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушение нефтесодержащих пород, нарушения прочности колонны и цемента за ней и других последствий, ухудшающих состояние недр. На месторождении предусмотрена конструкция скважин и технология бурения, которые обеспечивают предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов ствола скважин, изоляцию водоносных пластов и герметичность колонн, высокое качество их цементирования. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин в соответствии с проектом должна осуществляться при заданных давлениях на устье, при заданных депрессиях на эксплуатируемый пласт с целью предотвращения разрушения призабойной зоны.

Предусматривается перевод скважин на другие горизонты при обводнении или по техническим причинам.

Скважины, которые не могут быть использованы при дальнейшей разработке, ликвидируются с соблюдением всех соответствующих правил и инструкций.

С целью охраны рационального использования земель бурение ведется кустовым способом. Нарушенные при строительстве земли должны быть рекультивированы, освоены новые земли взамен изымаемых под постоянное пользование.

Для снижения коррозии трубопровода, объектов сбора и транспорта нефти и нефтяного газа предусматривается периодическая закачка ингибитора коррозии.

Все мероприятия направлены на наиболее полное использование природных ресурсов без нанесения ущерба недрам и окружающей среде.

5.2 Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УШГН

1. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.

2. Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства и проводить исследовательские работы.

3. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.

4. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.

5. Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно менять набивку.

6. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

7. Установку противовесов на балансире разрешается производить при соединенном балансире с кривошипно-шатунном механизмом и сальниковым штоком.

8. Балансирные противовесы станков-качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.

9. Канатная и цепная подвески должны сниматься и надеваться специальным приспособлением с пола или с переносных лестниц, площадок.

10. При уравновешивании станка-качалки, перестановке пальцев кривошипов и динамометрировании для фиксации требуемого положения балансира следует пользоваться тормозными устройствами.

Указанные работы запрещается производить при неисправном тормозе станка-качалки.

11. Подвеска головки балансира должна соединяться с полированным штоком специальным приспособлением.

12. Запрещается поворачивать шкив станка-качалки вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы.

13. При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка- качалки, а на сальниковый шток следует устанавливать зажим.

14. Еженедельно следует проверять надежность болтовых, шпоночных соединений станков-качалок. Эти работы проводятся при остановленных, заторможенных станках-качалках и вывешенном на отключающем устройстве предупредительном плакате "Не включать - работают люди".

15. Запрещается проходить под балансиром работающего станка-качалки.

16. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка-качалки не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей, и только после подачи сигнала о пуске включать станок-качалку в работу.

17. При посторонних стуках в частях оборудования станка- качалки следует немедленно остановить станок-качалку и сообщить мастеру.

18. До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным, автоматическим или дистанционным запуском станка-качалки, привод должен быть отключен, а на отключающем устройстве вывешен плакат "Не включать - работают люди".

19. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью "Внимание Пуск автоматический". Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

20. Пусковое устройство станка-качалки должно находиться непосредственной близости от тормоза.

5.3 Противопожарные мероприятия

Вся территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа, установки для сбора, хранения, транспорта нефти и газа, а также производственные помещения должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускать замазучивания производственной территории и помещений, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВ и ГЖ) мусором и отходами производства, сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.д. должны убираться, а место разлива ГЖ и ЛВ должны также тщательно убираться и засыпаться сухим песком или грунтом. Вокруг площадок и пожаро- и взрывоопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтегазодобывающего предприятия, периодически должна скошиваться трава в радиусе не менее 5м.

Дороги к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения нельзя загромождать и использовать для складирования материалов, деталей, оборудования.

У пожарных гидрантов необходимо установить надписи указатели, позволяющие быстро определить место их расположения.

В пожаровзрывных объектах, цехах, складах, и на их территории курение запрещается. В таких местах должны быть вывешены предупредительные надписи «Курение запрещается».

На территории предприятия, за исключением мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной, запрещается разведение костров, выжигание травы, нефти.

Не применяйте для освещения пожароопасных и взрывоопасных производственных установок источники открытого огня.

Строго следить за герметичностью оборудования (особенно фланцевых

соединений и сальников). В случае обнаружения пропусков примите меры к их устранению.

Отогревание замерзшего оборудования производится только паром или горячей водой. Применение открытого огня запрещается.

У каждого телефона аппарата должны быть вывешены специальные таблички с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефтяная промышленность занимает одно из наиболее прогрессивных мест в мире.

Для развития нефтегазодобывающей промышленности, необходимо создание современной технологии и техники промыслового сбора.

Выполненный дипломный проект заключает в себе геологические данные месторождения, его структуру и физико-химические свойства. Также в нем содержатся данные по расчетам, связанных с добывными возможностями скважин оборудованных УШГН, их технологическими возможностями, применение магнитного аппарата для борьбы с АСПО. По данным этих расчетов осуществляется выбор оборудования для каждой скважины. Оборудование должно значительно повышать работу объекта добычи нефти.

Важнейшей частью дипломного проекта являются расчеты, так как, без них не возможно узнать параметры скважин, по которым задается режим работы скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989;

2. Архив ЦДНГ-3 ( Технологические режимы работы добывающих скважин)

3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990;

4. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983. Покрепин Б.В

5. Правила безопасности в нефтегазовой промышленности

6. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие. Волгоград: Издательство «Ин-Фолио».