Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на месторождении Жанажол

Стратиграфия и тектоника месторождения Жанажол. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Технология перевода фонтанирующих скважин на газлифтную эксплуатацию. Характеристика оборудования при непрерывном компрессорном газлифте на месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 05.01.2016
Размер файла 119,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Места утечек газа определяют поинтервальным замером давления или, более точно, снятием термограммы. Изменение градиента давления или температуры определяет место негерметичности.

г. Образование гидратов газа в регуляторе расхода на газораспределительной гребенке.

При недостаточной осушке газа при снижении его температуры ниже точки росы за счет дросселирования в регуляторе происходит выпадение гидратов. В результате перекрытия гидратами проходного сечения регулятора расхода поступление газа на скважину прекращается. Наличие гидратов определяется по замеру расхода газа или на слух по уровню шума в регуляторе расхода. Гидраты устраняются механически при перемещении запорного органа регулятора расхода или подачей метанола или другого ингибитора гидратообразования в газ высокого давления дозировочным насосом с применением распыляющей форсунки.

Важно обеспечить подачу метанола непосредственно в линии, идущие на скважины, а не в общий коллектор газа. Метанол должен вводиться перед регулятором расхода газа. В таком случае будет обеспечено попадание метанола непосредственно в зону гидратообразования.

Мерами, предотвращающими образование гидратов, являются также повышение давления газа в обсадной колонне скважины и снижение перепада давления на регуляторе расхода, а также подогрев рабочего агента. д. Пробка в газопроводе.

Наличие ее определяется по перепаду давления в газопроводе. Пробка устраняется продувкой газопровода с закачкой метанола или другого ингибитора гидратообразования.

2. Газлифтная установка не принимает газ, давление газа в обсадной колонне выравнивается с давлением в общей системе, подача жидкости со скважины отсутствует. Возможные причины:

а. Пробка в арматуре или выкидном коллекторе скважины.

Определяется замером давления на устье или шаблонированием арматуры скважины. Пробку устраняют пропариванием устьевой арматуры и выкидного коллектора. б. Пробка в подъемнике скважины.

Наличие пробки определяется шаблонированием подъемника. Если пробка состоит из парафина, ее устраняют механическим, тепловым или химическим методами.

При газлифтной эксплуатации обводненных скважин наблюдается также образование ледяных и гидратных пробок в подъемнике, что является следствием подачи в скважину холодного газа. Это характерно для районов с пониженной температурой, и при охлаждении газа за счет дроссельного эффекта в газлифтных клапанах и негерметичностях подъемника. Газ также охлаждается за счет его расширения при подъеме на устье скважины.

Образование гидратных пробок наблюдается в основном в скважинах с низким притоком жидкости и высоким удельным расходом газа, в момент запуска скважин при отсутствии притока и в простаивающих скважинах, где прекращена подача газа, но давление газа в обсадной колонне сохранилось. В этом случае газ, дросседируясь через верхние газлифтные клапаны и негерметичности в подъемнике, охлаждает жидкость, находящуюся в трубах без движения, до отрицательных температур.

Меры предотвращения образования гидратов;

устранение негерметичности подъемника и уменьшение перепада давления на рабочем клапане;

ввод ингибитора гидратообразования в нагнетаемый газ;

обработка призабойной зоны пласта скважин с низким притоком жидкости для его повышения;

понижение давления в обсадной колонне при прекращении подачи газа на скважину;

подогрев газа.

При образовании гидратных пробок их устраняют теми же способами, что и парафиновые пробки.

в. Несоответствие настройки газлифтных клапанов условиям эксплуатации скважины.

По результатам замеров давления и температуры по стволу подъемника подсчитывается давление, действующее на клапан:

ps =Ргх8г/8с+Ржх8ж/8с

где pЈ - суммарное давление, действующее на клапан;

Рж - давление жидкости, действующее на клапан;

8ж - площадь клапана, на которую действует давление жидкости;

Рг - давление газа, которое действует на клапан;

Sr - площадь клапана, на которую действует давление газа;

Sc - эффективная площадь сильфона;

Рн - давление настройки клапана при температуре в скважине. При Рд < Рн клапан закрыт, при Ps > Рн клапан открыт. Если все газлифтные клапаны, расположенные выше уровня жидкости в обсадной колонне, закрыты, то нижний из них настроен неправильно и необходимо его перенастроить.

Если нижний газлифтный клапан, расположенный над уровнем жидкости, открыт, но давление зарядки клапана близко суммарному давлению, действующему на клапан, то клапан за счет эффекта дросселиования пропускает газ в объеме, недостаточном для снижения давления в лифте и уровня жидкости в обсадной колонне до глубины расположения клапана. Необходимо перенастроить клапан.

Если нижний, расположенный над уровнем жидкости газлифтный клапан по данным замера давления в скважине находится в открытом состоянии, а фактически газ не пропускает, значит, он неисправен и его необходимо заменить.

г. Пробка в обсадной колонне, которая определяется созданием циркуляции жидкости между подъемником и обсадной колонной.

3. Пониженное давление газа в межтрубном пространстве, дебит жидкости низкий.

Возможны причины. а. Утечка газа в подъемных трубах.

б. Несоответствие зарядки газлифтных клапанов условиям эксплуатации скважины в результате неправильного расчета газлифтной установки.

Для выяснения причины неисправности производится замер давления и температуры в скважине. Определяется рабочий клапан и по известной величине его зарядки определяется ожидаемое давление газа в обсадной колонне.

Если действительное давление в обсадной колонне на глубине клапана ниже расчетного, клапан необходимо заменить. Если расчетное давление в обсадной колонне соответствует фактическому, то необходимо провести перерасчет газлифтной установки с учетом условий эксплуатации, с последующей заменой клапанов.

4. Периодическое снижение давления газа в межтрубном пространстве и периодическая подача жидкости. Возможные причины. Негерметичность лифта или газлифтного клапана ниже точки ввода газа.

Периодическая работа газлифтной установки объясняется повторяющимся срывом поступления газа в подъемник через негерметичность в трубах.

Ориентировочно глубину места утечки газа можно определить расчетным путем по следующим данным: скорости повышения давления в период накопления жидкости в подъемнике и давления газа в межтрубном пространстве, расходу газа, давлению газа, геометрическим размерам газопровода, обсадной и подъемной колонн.

Более точно место утечки газа определяется поинтервальным замером давления или температуры в скважине. Для того чтобы ввод газа стабильно удерживался на негерметичности лифта, на скважину перед замером давления или температуры подаются большие расходы газа. Утечки газа устраняют ремонтом скважин.

5. Колебание давления газа в межтрубном пространстве при соответствии дебита жидкости ожидаемому. Возможна причина.

Периодическая работа клапанов в связи с возникновением автоколебательных явлений, вызванных нестабильностью структуры, их влиянием на работу клапанов, которое пока что трудно поддается учету.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых

2. месторождений ОАО «СНПС Актобемунайгаз» «Проект рабочей схемы по снижению давления в системе сбора нефти участка «ЮГ» месторождения

3. Жанажол». Г.Актобе,2001 год.

4. В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев «Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной промышленности». М., изд-во «Недра», 1990г.

5. А.С. Сейткалиев, «Деньги, кредит, банки».Алматы, «Экономикс», 1997 г.

6. В.С. Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М., изд-во «Недра», 1990г.

7. М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И.Брагин, «Нефтегазопромысловая геология», М., изд-во « Недра», 2000г.

8. М.Л.Сургучев. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов», М., изд-во «Недра», 1985г.

9. Г.Е.Панов., Л.Ф.Петряшин, Г.Н. Лысяный «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной промышленности». М., изд-во «Недра», 1986г.

10. Р.А.Валиуллин, Рамазанов и др. «Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения» Башгосуниверситет» - 1991г.

11. Научно-исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Куйбышев, 1986г.

12. Научно-исследовательский институт «Гипровостокнефть» «Дополнение к технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области», г.Самара, 1992г.

13. Бойко В. С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М. Недра, 1990 г.

14. Иванов М.М., Чоловский И. П., Брагин Ю. И. «Нефтегазопромысловая геология», М. Недра, 2000 г.

15. Александров К. К., Кузьмина «Электро - технические чертежи и схемы», М. Энергоатомиздат, 1990 г.

16. планирование на предприятии нефтяной и газовой промышленности, М. Недра, 1989 г.

17. Юрчук «Расчеты в добычи»

18. Годовой отчет НИИ ОАО «СНПС - Актобемунайгаз» за 1999 год

19. Годовой отчет отдела по исследованию проблем добычи и бурения нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол за 2001 год

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.