Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2299 руб.)

Оборудование для эксплуатации обводнённых газоконденсатных скважин газлифтным способом на Астраханском газоконденсатном месторождение. Газлифтная установка-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 05 Августа 2016
Продавец: Preventer777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Оборудование для эксплуатации обводнённых газоконденсатных скважин газлифтным способом на Астраханском газоконденсатном месторождение. Газлифтная установка-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
1.6 Выбор прототипа
Характеристика фонтанной арматуры.
На основании анализа, проведенного в разделе 3, представляется наиболее перспективной эксплуатация фонтанная арматура фирмы «Barber». Данное оборудование выгодно отличается сочетанием относи-тельной простоты конструкции (по сравнению с другими аналогами) и вы-соких эксплуатационных характеристик (19).
Фонтанная арматура фирмы «Barber» на рабочее давление Рраб=700 кг/см2 предназначена для эксплуатации в среде пластового газа с содержа-нием H2S до 25% объемных и СО2 до 14% объемных. Стволовые задвижки имеют условный проход 100 мм, боковые – 80 мм.
Фонтанная арматура «Barber» состоит из трубной головки 11" × 9", адаптерного фланца, моноблока, шиберных задвижек, углового штуцера и обратного клапана (см. рис.1). Две задвижки (центральная и боковая) в комплекте фонтанной арматуры являются пневмоприводными с рабочим давлением пневмопривода до 500 psi, управление которыми осуществля-ется с пульта управления дистанционно или вручную, с помощью штурва-ла.
Шиберные задвижки фирмы «Barber» спроектированы с про-ходным отверстием корпуса и шибера равным трубопроводу, техно-логией уплотнения металл по металлу и возможностью замены уплот-нения штока под давлением.
Неразъемный, плоскопараллельный шибер и плавающие седла герметизируются давлением транспортируемой среды. Уплотнение штока выполнено из материала стойкого к воздействию пластового га-за и не требует регулировки или закачки герметика.

Порядок эксплуатации фонтанной арматуры.
Шиберные задвижки фирмы «Barber» с плавающим шибером и сед-лами исключают возможность заклинивания, как в открытом, так и в за-крытом положении. Чтобы открыть шиберную задвижку необходимо вращать штурвал против часовой стрелки на количество оборотов в зави-симости от типоразмера задвижки. Чтобы закрыть шиберную задвижку необходимо вращать штурвал по часовой стрелки на то же количество оборотов. Штурвал задвижки необходимо завернуть до упора, затем от-вернуть на ½ оборота. Это необходимо для достижения плавающего эф-фекта обеспечивающего уплотнение и сведения к минимуму нагрузки на узел шток – шибер.
В случае прокачки через фонтанную арматуру агрессивных или абра-зивных жидкостей, смазка задвижек проводится до начала операции. По-сле окончания операции арматура промывается прокачкой нейтрализую-щей жидкости или паром, а в случае необходимости – ингибитора корро-зии. Затем задвижки вновь прокачиваются смазкой.
Ингибирование фонтанной арматуры при эксплуатации скважины проводится раствором ингибитора коррозии, поступающим вместе с пла-стовым газом, в который он вводится через ингибиторный клапан подзем-ного оборудования или из забойной зоны пласта.


Рис. 19 Сальниковый узел задвижки фирмы "Barber" с ручным приводом.

Пропуски в сальниковом узле штока устраняются заменой сальни-ка. Для этого необходимо сбросить давление в задвижке; демонтиро-вать стопорный штифт штурвала, снять штурвал; ослабить установоч-ный винт крышки подшипника; отвернуть, используя трубный ключ, крышку подшипника; используя бородок и молоток, осторожно вы-бить направляющий штифт, соединяющий переходную муфту штока со штоком; отсоединить переходную муфту с подшипниками; отвер-нуть трубным ключом кранбуксу (фиксатор уплотнения).
При эксплуатации фонтанной арматуры все задвижки должны быть в полностью открытом или полностью закрытом положении, что контролируется соответствием числа оборотов штурвала при откры-тии или закрытии паспортным данным.

Шиберные задвижки

Рис. 20. Шиберная задвижка фирмы «Barber» с ручным приводом
1. Корпус; 2. Шпильки крышки; 3.Направляющая ши-бера; 4. Седло; 5. Уплотнение седла; 6. Шибер; 7. Подъемная гайка; 8. Шток;
9. Уплотнительное кольцо крышки; 10. Фитинг смазки корпуса; 11. Крышка; 12. Гай-ки крышки; 13.Уплотнение штока; 14. Проставочное кольцо;15. Кранбукса; 16. Упор-ный подшипник; 17. Штифт;
18. Переходная муфта штока;
19. Антифрикционное кольцо; 20. Смазочный фитинг подшипников; 21. Колпак под-шипников; 22. Штурвал; 23. Штифт с пазом; 24. Стопор штурвала; 25. Стопор кол-пака подшипников.




При ремонтных работах, связанных с устранением пропусков в задвижках с ручным приводом через сальниковое уплотнение штока или через фитинг, а также в случае смены упорных подшипников што-ка или срезной штифта, необходимо отключить линию, в которой находится задвижка, и стравить в ней давление.
В случае если задвижка не герметична в закрытом положении, и при замене уплотнения штока герметичность не достигается, то необходимо заменить изношенные детали задвижки. Эта процедура может проводится как и на демонтированной, так и на задвижке установленной в трубопро-воде.

Пневмоприводы шиберных задвижек.
Пневмоприводы фирмы «Barber» предназначены для дистанционного управления шиберных задвижек, а так же для аварийного перекрытия транспортируемой среды. При отсутствии газа в линии управления суще-ствует возможность ручного закрытия и открытия пневмоприводной за-движки, так как пневмопривод комплектуется ручным приводом.
Для проведения регламентных и ремонтных работ необходимо де-монтировать пневмопривод. Демонтаж привода можно проводить как в ремонтных мастерских, так и по месту (на скважине). Для демонтажа и установки пневмопривода в ремонтных мастерских в передней крышке предусмотрено два рым – болта, а при проведении работ на скважине необходимо удерживать пневмоприводе горизонтальном направлении грузоподьемным механизмом (автокраном).



Рис. 21. Сборка пневмопривода с крышкой задвижки фирмы "Barber".
1. Шток пневмопривода; 2. Верхняя крышка; 3. Кранбукса верхней крышки; 4. Стопор-ное кольцо; 5. Уплотнения штока; 6. Уплотнение кранбуксы; 7. Уплотнение гайки поршня; 8. Уплотнение поршня и верхней крышки; 9,10. Бирки; 11. Мембрана; 12. Транспортировочный колпак; 13. Бирка; 14. Болт стопорных колец; 15. Рым – болт; 16.Упорное кольцо крышки; 17. Стопорное кольцо крышки; 18. Поршень; 19. Корпус; 20. Гайка поршня; 21. Верхний упор пружины; 22. Пружина; 23. Антифрикционное кольцо; 24. Нижняя крышка; 25. Нижний упор пружины; 26. Болт крепления пневмо-привода к крышке задвижки; 27. Направляющие винты (не показаны в разрезе); 28. Паспортная бирка (не показаны в разрезе); 29. Болт транспортировочного колпака; 30. Шайба; 31. Крышка задвижки; 32. Шток задвижки; 33. Кранбукса уплотнений крышки; 34,35. Уплотнения кранбуксы крышки; 36. Уплотнения штока; 37. Фитинг смазки корпуса; 38. Регулировочные кольца.

Демонтаж пневмопривода.
Перед проведением работ по демонтажу пневмопривода на скважине необходимо остановить работу скважины, стравить давление из полости задвижки, закрыть питание пневмопривода, стравить очищенный газ из пневмопривода тем самым, закрыв задвижку. Затем, демонтировать пи-лотное устройство и концевые выключатели положения задвижки. С по-мощью строп подвесить пневмопривод и открутить болты с шестигранной головкой поз. 26. После этого аккуратно снимите пневмопривод с крышки задвижки. Пружина при этом остается между кольцом крышки нижним упором пружины.
Для замены уплотнения шиберной пневмоприводной задвижки необ-ходимо полная остановка скважины и отсутствие давления в полости за-движки. Необходимо съемником против часовой стрелки выкрутить верх-ний упор пружины поз. 21, снять регулировочные кольца поз. 38, выкру-тить против часовой стрелки кранбуксу уплотнений крышки поз. 33 и вы-давить уплотнения штока шприцом высокого давления через фитинг поз. 37. Удалив старую смазку, произвести осмотр штока на предмет износа, и задиров рабочей поверхности.

Рис. 22. Регулировка прохода шиберной задвижки «Barber».

Если рабочая поверхность штока изношена, то шток необходимо
заменить на новый. Для этого надо открутить гайки крышки пневма-тической задвижки и извлечь крышку в сборе с шибером из задвижки. Если шибер и седла имеют следы износа или разрушены, то их необ-ходимо заменить (см. пункт 6.1). В отличие от задвижки с ручным приводом у задвижки с пневмоприводом шток имеет паз, а подъемная гайка отверстие для шплинтовки. Этим задвижка предохраняется от самопроизвольного выкручивания штока из шибера в процессе экс-плуатации.
Если замены штока не требуется, то необходимо аккуратно одеть но-вое уплотнение поз. 36 на шток поз. 32 и опустить его в крышку задвижки с помощью кранбуксы уплотнений крышки поз. 33 и завернуть ее по часо-вой стрелке. Сборку производить в обратной последовательности.
Перед монтажом новых задвижек на скважине и после проведения процедуры капитального ремонта необходимо произвести проверку про-хождения шаблона с наружным диаметром 100 мм длиной 800 мм по цен-тральному стволу фонтанной арматуры при открытых задвижках и пнев-моприводной задвижки 3 1/16”, 10000 Psi визуально. В случае отклонений необходимо произвести регулировку. Возможные отклонения изображены на рисунке 6. Для этого необходимо демонтировать пневмопривод, откру-тить верхний упор пружины поз. 21 и убрать пружину поз. 22, накрутить вновь верхний упор пружины на место и вручную протолкнуть шток до упора. Проверив, совместим ли шибер с проходным отверстием, подними-те шток и, открутив верхний упор пружины, добавьте или удалите регу-лировочные кольца поз. 38. Установите пружину на место и завернуть верхний упор пружины на место. Установку пневмопривода производить в обратной последовательности.
Недостатком данного пневмопривода является то, что его эксплуата-ция одновременно с механическим и дистанционным управлением (откры-тие – закрытие задвижки) невозможно, так как оборудование механическо-го и дистанционного управления располагаются на верхней части пневмо-привода. При установке датчиков и оборудования дистанционного управ-ления необходимо снимать механический привод, и наоборот.
При монтаже фонтанной арматуры на скважинах АГКМ и присоеди-нение обвязочного оборудования к пневмопривода подводят газопровод. Подачей газа в цилиндр пневмопривода регулирует открытие и закрытие задвижки при этом колпак со штурвалом (механический датчик) снимают и на его место устанавливают датчик положения задвижки (открытие – за-крытие).
Для возможности управления пневмоприводом одновременно с меха-ническим и пневматическим управлением датчик положения устанавлива-ют на противоположной стороне пневмопривода, предварительно про-сверлив отверстие и устанавливают шпильку в поршень пневмопривода. Ход шпильки считывается датчиком. При этом механический привод оста-ется на месте.
Предлагаемые вносимые изменение позволят применять дистанцион-ное и механическое управление (открытие – закрытие задвижки) независи-мо друг от друга.

Вывод
Предлагаемое усовершенствование конструкции пневмопривода поз-волит значительно упростить процесс монтажа и демонтажа. Облегчить установку оборудования автоматики. Поможет сократить время на обслу-живание

1.7. Анализ работы компрессорных скважин
1.8. Газлифтный способ эксплуатации
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключа-ется в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в до-бываемые жидкости, проходящие по насосно – компрессорной колонне.
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в по-следнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от газоконденсатной смеси. Здесь его вновь сжимают до высо-кого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, си-стема классифицируется как непрерывный газлифт. По этому методу жид-кости дают время для накопления в насосно – компрессорной колонне. За-тем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.
Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифтом. Используемый в этом случае газ от-деляют от добываемого газоконденсата, подвергают промысловой подго-товке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового за-вода.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных место-рождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. При достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважин-ный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого являет-ся поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непо-средственно в скважину.
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забой-ными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных усло-виях. Это объясняется высокой технико – экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой об-служивания скважин и регулирования работы.
Способ эксплуатации газоконденсатных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым воздухом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны называется компрессорным или газлифтным. Компрессорную эксплуата-цию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение про-цесса фонтанирования. Различаются 3 типа газовых подъемников:
1) кольцевой однорядный подъемник;
2) двухрядный подъемник кольцевой системы;
3) полуторорядный подъемник (ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра для уменьшения общего веса труб).
Процесс эксплуатации скважины кольцевым однорядным подъемни-ком (рис. 10.3а) состоит в вытеснении жидкости воздухом из труб наруж-ного ряда при подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подземной трубы. Максимальное пусковое давление наступает в тот момент, когда жидкость в скважине оттесняется сжатым воздухом до места ввода его в подъемные трубы.
При установившемся режиме работы скважины, оборудованной двухрядным подъемником кольцевой системы, уровень жидкости в двух-трубном пространстве (между воздушными и обсадными трубами) уста-навливается в одном положении (10.3б). Этот уровень на высоте hд от се-редины эксплуатируемого пласта называется динамическим..


а) б) в)
Рис. 23 Схемы компрессорных подъемников:
а) однорядного; б) двухрядного; в) полуторорядного
Столб жидкости высотой hд уравновешивает забойное давление скважины

., (10.2)
Если остановить отбор газоконденсата из скважины, то со временем уровень в затрубном пространстве установится в новом, более высоком положении hс, называемом статическим. Пластовым давлением в скважине называется давление на ее забое в период простоя:
, (10.3)
Перепад давления , (10.4) называется де-прессией давления, при которой эксплуатируется скважина.
Эффективность компрессорного подъемника зависит от глубины погру-жения подъемных труб под статический уровень l , диаметра подъемных труб, расхода рабочего агента (газа) и вязкости жидкостной смеси. Чем больше глубина погружения подъемных труб, больше расход нагнетаемо-го газа, меньше диаметр подъемных труб и больше вязкость жидкостной смеси, тем на большую высоту способна подняться жидкость в подъемных трубах.
Двухрядный подъемник имеет перед однорядным следующие пре-имущества:
1) его работа происходит с меньшими пульсациями благодаря срав-нительно небольшому объему кольцевого (газового) пространства и нали-чию резервного столба жидкости в затрубном пространстве, играющего роль буфера;
2) вынос песка из скважины по сравнению с однорядным подъемни-ком более интенсивный, так как движение жидкости в интервале от нижней части воздушной трубы до нижней части подъемной трубы происходит здесь с большей скоростью, т. к. диаметр воздушных труб меньше, чем об-садных;
3) негерметичность обсадной колонны не влияет на работу двухряд-ного подъемника, в то время как при однорядном подъемнике в случае не-герметичности обсадной колонны возможны значительные утечки рабоче-го агента.
Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спус-ка двух рядов труб, что удорожает процесс эксплуатации. Поэтому на промыслах достаточно широкое применение получил полуторядный подъемник (10.3в). Воздушная (газовая) колонна при этой схеме ступенча-тая. До глубины спуска подъемных труб она имеет увеличенный диаметр (обычно 103 мм), а ниже – хвостовик из труб того же диаметра, что и подъемных (обычно 60 – 73 мм). Полуторорядный подъемник имеет все преимущества двухрядного (песок выносится даже интенсивнее), а стои-мость ниже.
Для данного проекта целесообразно применение однорядного подъ-емника, так как его конструкция достаточно проста и не требует больших экономических затрат при эксплуатации.

1.8.1 Принцип действия «подземного» газлифта
«Подземный» газлифт, как было показано выше, располагается у за-боя скважины, таким образом, чтобы 2 – ой ряд колонны был выше про-дуктивного горизонта. При этом скапливающийся газ под пакером в кольцевом пространстве, образованном внутренней поверхностью эксплу-атационной колонны и наружной поверхностью НКТ, будет иметь давле-ние превышающее давление столба жидкой фазы в эксплуатационной ко-лонне. Под этим давлением газ будет проходить в кольцевое пространство, образованное внутренней поверхностью 2 – го ряда и наружной поверх-ностью 1 – го ряда НКТ. При этом газ будет входить через отверстия, рас-положенные в 1 – ом ряду НКТ, у башмака и подниматься вверх к устью скважины, увлекая жидкую фазу с забоя, создавая дисперсно – кольцевой режим течения газа и жидкости.
Отбор жидкой фазы приводит к тому, что её уровень опускается до башмака НКТ и остается постоянным за все время эксплуатации скважины. Работа «подземного» газлифта будет приводить к тому, что продуктивный горизонт в зоне перфорации будет постоянно заполнен газом, это обеспе-чит его свободный приток в скважину без дополнительных потерь энергии на вытеснение жидкой фазы из продуктивного пласта. Преимуществом бу-дет являться то, что внутренняя поверхность эксплуатационной колонны и наружная поверхность НКТ ниже пакера не будет подвергаться интенсив-ной коррозии, так как газ не вызывает коррозии.

1.8.2 Обоснование применения «подземного» газлифта
Течение газа и жидкости в фонтанных подъемниках достаточно хоро-шо описано в литературе как установившееся течение смеси при суще-ствующем перепаде давления в НКТ, который на газоконденсатных сква-жинах определяют по забойному давлению, найденному по формуле Ада-мова и фактическому давлению на устье скважины. Ранее выполненные расчеты по забойным давлениям позволили определить плотность смеси в середине фонтанного подъемника по годам эксплуатации скважин. Для расчета этой плотности были использованы данные по дебитам газа, кон-денсата и воды, хотя это и является грубым допущением, так как в первые годы эксплуатации скважин на высоких дебитах (высокие скорости потока в подъемнике) и при высоких давлениях на забое доля жидкой фазы в са-мом подъемнике была меньше, чем замеренная на контрольном сепарато-ре.
Тем не менее, характер распределения плотности смеси по годам поз-волил выделить три группы скважин и провести их классификацию по сле-дующим признакам:
- наличие жидкой фазы в стволе и в ПЗП скважин;
- изменение давлений на забое и устье скважин;
- изменение дебитов скважин в зависимости от пористости и прони-цаемости коллектора.
По данным признакам все скважины можно разделить на два класса:
1 класс – скважины безводные, на которых забойное давление посто-янно снижается во времени: 20э, 27А, 58, 63, 68, 71, 72, 73, 77, 81, 83, 93, 94, 101, 113, 118, 120, 121, 204, 205, 209, 211Д и т.д.
2 класс – скважины обводненные. Здесь можно выделить следующие подклассы:
2а – скважины, на которых забойные давления постоянно увеличива-ются во времени: 103, 110, 117, 220Д и т.д.;
2б – скважины, на которых вначале, в безводный период, забойные давления либо снижаются, либо постоянны, а при начавшемся обводнении увеличиваются: 8э, 26, 51, 52, 75, 79, 80, 82, 84, 98, 99,104, 107, 112, 115, 116, 206, 214, 215, 216, 218, 219, 222 и т.д.;
2в – скважины, которые могут прекратить фонтанирование по при-чине активного обводнения, когда начинает наблюдаться резкое снижение забойного давления: 53, 65Д, 67, 74, 76, 85Д, 96, 97 и т.д.
Каждый класс имеет свои характерные особенности фильтрации пла-стового флюида и его добычи.
1 класс скважин характеризуется притоком газа, конденсата и конден-сационной воды, движущейся в пласте в виде паровой фазы, и зависит от коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости). При низких значениях пористости и проницаемости скважины могут прекратить рабо-ту в том случае, если Рзаб достигнет давления начала конденсации. При этом выпавший ретроградный конденсат в ПЗП будет неподвижным и ста-нет гидравлическим затвором для притока пластового газа в скважину. Скважина перестает работать.
2 класс скважин.
Подкласс 2а. Скважины обводняются, однако, пластовая вода, посту-пающая в скважину, сосредотачивается в основном в НКТ, повышая Рзаб с момента притока пластовой воды. Скважины могут прекратить работать, когда Рзаб достигнет величины пластового давления.
Подкласс 2б. Обводнение скважин сопровождается накоплением воды, как в скважине, так и в ПЗП, которая, благодаря высокой раскрытости трещин пласта, уходит в пласт. Это отражается на увеличении плотности смеси (рис.6).










Рисунок 6 – Изменение плотности смеси в подъемнике скважины 8э

После перекрытия высокопроницаемых каналов фильтрации водой скважины перейдут на работу чистым газом, поступающим из низкопро-ницаемой матрицы коллектора.
Подкласс 2в. На скважинах имеет место ярко выраженный процесс снижения забойного давления в последние годы эксплуатации, сопровож-дающийся интенсивным обводнением пласта. При этом дебиты газа резко снижаются, и следует ожидать прекращения работы скважин в ближайшее время при Рзаб = Рнас.
Таким образом, скважины подклассов 2а и 2в работают в крайне не-благоприятных условиях с точки зрения досрочного прекращения их ра-боты. В скважинах 1 класса в соответствие с темпом снижения пластового давления забойные давления также снижаются, а депрессия на пласт оста-ется, примерно, постоянной, как и дебиты по годам их эксплуатации.
Для 2 класса скважин Рзаб и Руст могут снижаться и увеличиваться, в зависимости от пористости и проницаемости коллекторов.
Так по скв.110 проведены расчеты изменения депрессии на пласт при ее постоянном обводнении, которые показали, что депрессия уменьшилась на 4 МПа и продолжает снижаться. При этом коллектор имеет среднюю пористость 10,2% и проницаемость 10-15 м2. Если бы пористость достигла 16%, а проницаемость 10-14 м2, то накопившаяся вода уходила бы в пласт, как на скважинах 76, 97, заполняя раскрытые трещины. При этом забой-ные давления снижаются.
АГКМ разрабатывается на режиме истощения энергии газа, находя-щегося под аномальным давлением. При постоянно снижающимся пласто-вым давлением энергия расширения газа снижается, сокращая дебиты газа и конденсата. Вышесказанное проиллюстрируем графиком (рис.7), пред-ставляющем изменение коэффициента объемного газосодержания в стволе НКТ работающей скважины, полученного по данным замеры давлений и температур в работающих и остановленных скважинах.





0,90
0,88
0,86
0,84
0,82
0,80
0,78
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Рисунок 7 - Коэффициент объемного содержания газа по годам эксплуатации
скважины.


По данным изменения дебитов этой же скважины и изменению пласто-вых и забойных давлений был построен график изменения коэффициента продуктивности по годам ее эксплуатации (рис.8).
,
тыс.м3/сут.

Рисунок 8 – коэффициент продуктивности скважины 7 по среднегодовым
дебитам скважин в пластовых условиях.

Коэффициент продуктивности был определен по средним зна-чениям давлений и температур в НКТ.
Рассматривая рисунки 1 и 2 можно сделать следующие выводы:
Коэффициент объемного газосодержания сначала увеличиваются от 0,8 , достигая значения 0,925 в 2000 г. и снова уменьшаются до 0,827 к 2003 году, что говорит о снижении среднего давления в середине НКТ до давления максимальной конденсации, равного 30 МПа. При этом жидкая фаза опускается на забой, приводя к увеличению газосодержания, т.е. происходит процесс, связанный с недовыносом жидкости и бесполезного расхода энергии газа на ее вынос. Кроме того, увеличение объема жидко-сти на забое приводит к снижению продуктивности скважины вследствие процесса насыщения коллектора жидкой фазой.
Для 100% – го использования энергии пластового газа для выноса жидкости из скважины, предлагается установка «подземного» газлифта, который ранее предлагался для «осушки» призабойной зоны пласта от жидкой фазы. При применении этого газлифта жидкость, опускаясь вниз, будет дробиться газом на отдельные капли и увлекаться потоком к устью скважины при дисперсно-кольцевом режиме течения. При этом плотность смеси газа и жидкости уменьшается, что приводит к снижению гидравличе-ских сопротивлений и суммарного перепада давления в НКТ. А, следова-тельно, это приведет к снижению забойного давления и увеличению де-прессии на пласт, сопровождаемое ростом дебита газа. Кроме того, при работе НКТ, оборудованного «подземным» газлифтом, позволит вынести воду из зоны скважины, расположенной ниже пакера и из высокопористых пропластков, что может увеличить дебит газа в 2 и более раз, и снизить ВГФ.


Коментарии: ООО «Газпром добыча Астрахань» - динамично развивающаяся предпри-ятие, деятельность которого направлена на бесперебойный выпуск конку-рентоспособной углеводородной продукции высокого качества.

Добыча углеводородного сырья является одной из главных и неотъ-емлемых частей работы предприятия.

В моей дипломной работе раскрыты аспекты технологической деятель-ности предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань», направленной на обеспечение стабильной и эффективной добычи углеводородного сырья. Наиболее подробно рассмотрены проблемы увеличения добычи сырья, в частности методы повышения притока газа с помощью внедре-ния нового способа эксплуатации.

Проблема обеспечения стабильной и долговечной работы эксплуатаци-онных скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении, при условии соблюдения технологических режимов эксплуатации сква-жин, была и будет оставаться одной из наиболее острых в последующие годы разработки месторождения. В этой связи применение газлифтного метода эксплуатации скважин можно считать оптимальным. Преиму-щества данного способа очевидны:

- газ, поступающий из пласта, будет выполнять полезную работу и обеспе-чивать более высокую скорость подъёма и извлечения жидкости из ПЗП.
- жидкостные пробки будут разрушаться газом.
- наружная поверхность НКТ, расположенная ниже пакера, не будет под-вергаться интенсивной коррозии.
- дебит скважины будет увеличиваться за счет снижения забойного давле-ния и увеличения депрессии на пласт.



Размер файла: 5,4 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

-------------------
Обратите внимание, что преподователи часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите что бы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Оборудование для эксплуатации обводнённых газоконденсатных скважин газлифтным способом на Астраханском газоконденсатном месторождение. Газлифтная установка-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!