Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на месторождении Жанажол

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