Федеральное агентство по образованию
ГОУ СПО «Астраханский государственный
политехнический колледж»
Зам.директора по УР
_________ Курлина Л.П.
«___» __________ 200 __ г.
Гасанов Р.Т.
Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин
Дипломный проект
Пояснительная записка
ДП.0906.032.05.ПЗ
Руководитель:
____________ Мулеев Р.Х.
«___» __________ 200 __ г.
Исполнитель: Нормо-контроль:
Гасанов Р.Т. _____________ Букина Т.В.
«___» __________ 200 __ г. «___» _______ 200 __ г.
Оглавление
Введение
1. Теоретические основы подъема газожидкостной смесив скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта.
2. Техническая часть.
3. Технологическая часть.
4. Правила безопасности при газливтной и фонтанной эксплуатации.
5. Охрана окружающей среды.
6. Заключение
Введение
Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.
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 заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю 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 нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого 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, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем 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 газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:
а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;
б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов;
в) большие энергетические затраты на сжатие газа;
г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.
Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.
1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Enn, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии Eи. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивления, связанных с движением – путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Есм; Егр; Ем; Еин. Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде Еnn+ Еи = Есм + Егр + Ем + Еин. (1)
Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление – фонтанированием. При фонтанном способе Еn=0.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл ≥ 0 и Еи > 0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Еr, а при насосном – энергию, создаваемую насосом.
В зависимости от соотношения забойного Р3 и устьевого Р2 давлений с давлением насыщения нефти газом Ри можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.
1-й тип – артезианское фонтанирование: Р3 > Ри; Р2 ≥ Ри, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость.
2-ой тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Р3 ≥ Рн ; Р2 < Рн. В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине газожидкостная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давлении у башмака НКТ Р1 ≥ Рн в затрубном пространстве на устье находится газ и Рзатр обычно небольшое (0,1 - 0,5 МПа).
3-ий тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Р3 < Рн; Р2 < Рн. В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.
Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забой поступает энергия не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования непосредственно следует из уравнения баланса давления.
Р3 ≥ Нрд + ∆ Ртр + Р2 (2)
Где Н – глубина скважины по вертикале;
Р = (Р3 + Р2) / 2 - средняя плотность жидкости в скважине; Р3; Р2 – плотность жидкости в условиях забоя и устья. Д- ускорение свободного падения.
Расчет параметров фонтанного подъемника и его коэффициенты полезного действия
Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного Р3, устьевого Р2 и затрубного Рзатр давлений.
С течением времени по мере отбора нефти из залежей изменяются условия разработки, а значит и условиях фонтанирования: изменяются пластовое Рпл, забойное Р3, дебита Q, увеличивается обводненность n ℓ и т.д. Поэтому подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления Р2. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования.
Оборудование фонтанных скважин
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам: