Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Негосударственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

«Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Выполнил студент

заочного отделения

3 курса группы ИР14/2

Ярославцев Иван Александрович

Проверил преподаватель

Самохвалов А.А.

Ижевск 2017 г.

1. Техника и технология освоения скважин компрессорным способом

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

2. Структуры газожидкостной смеси (ГЖС). Факторы, влияющие на образование структуры ГЖС

Структура ГЖС есть взаимное расположение образующих смесь фаз при движении в вертикальной трубе. Исследованиями выделены три характерных структуры (рис.6.2.), которые зависят от объемных расходов жидкой qжи газовойVфаз, от газосодержания, диаметра лифта, физико-химических свойств фаз и т.д.

Эмульсионная структура - равномерное распределение пузырьков газа в жидкости. Диаметры газовых пузырьков составляют 0,1…0,3мм, а относительная скорость их всплывания 1…40 см/с. Такие структуры характерны для фонтанных скважин с малой газонасыщенностью и малых относительных скоростей.

Четочная (пробковая ) структура характеризуется образованием газовых четок (пробок), в которых распределены капельки жидкости. Четки могут перекрывать все сечение трубы, образуются при относительных скоростях газа 40...120 см/с.

Стержневая структура образуется при интенсивном газоотделении на забое. Газ при этом движется внутри трубы, образуя своеобразный стержень и оттесняя жидкость к стенкам трубы. Резкой границы раздела структур нет, возможно одновременное их существование.

При наличии трехкомпонентной структуры - нефти, газа, воды механизм взаимодействия фаз носит несколько другой вид.

жидкость скважина парафин клапан

3. Факторы, ограничивающие отбор жидкости из скважины. Регулировочные кривые

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивают геолого-технологические и технические факторы. К первым можно отнести степень устойчивости 'пород продуктивного пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (образование конусов воды и газа);необходимость обеспечения условий Рз^0,75рн (не допустить снижения нефтеотдачи при разгазиро-вании нефти в пласте); необходимость ограничения объема добываемой воды и сокращения среднего газового фактора в целом по пласту (при режимах газонапорном и растворенного газа); необходимость обеспечения равномерного стягивания водо-нефтяного и газонефтяного контуров и предотвращения прорывов воды и газа.

Техническими факторами являются недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность (пропускная способность) эксплуатационного оборудования (сепараторы, установка подготовки нефти) и др.

При фонтанной эксплуатации дополнительно следует учесть еще следующие критерии: минимальное забойное давление фонтанирования; минимум газового фактора; недопущение режима, при котором возможны пульсации, приводящие к срыву фонтанирования и улучшению условий осаждения песка. Причиной пульсаций может быть скопление газа в затрубном пространстве и периодический его прорыв в НК.Т при р\<ря.Их можно уменьшить или устранить созданием в муфте НКТ рабочих отверстий диаметром в несколько миллиметров на расстоянии 30--40м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего газлифтного клапана, оборудованием башмака НКТ башмачной воронкой (раструбом) или забойным штуцером, создающим перепад давления 0,1--0,2МПа, переводом работы скважины с оптимального на максимальный режим или отключением затрубного пространства с помощью пакера.

Иногда строят еще графические зависимостирз(рг}или Q(p2)и выбирают режим минимумарзили максимума Q.

4. Физические методы борьбы с парафином

Физический метод борьбы с парафином - применение магнитных полей - они в потоке жидкости кристализуют парафины, которые потоком выносятся из скважины.

Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями.

5. Принцип роботы газлифтного клапана. Скважинные камеры

Предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в колонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом.

Управляющее давление для пусковых клапанов -- давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость а(рис), где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов -- давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие б в клапане поступает в полость а, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

6. Отрицательное влияние песка на оборудование ШСНУ. Методы борьбы с песком

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 - 20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л. Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода s, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 - 25 % от дебита).

7. Борьба с песком и коррозией в газовых скважинах

Борьба с коррозией - это не только продление срока службы нефтегазопромыслового оборудования, снижение эксплуатационных затрат на его ремонт, улучшение технико-экономических показателей добычи и подготовки нефти на промыслах. В конечном счете - это охрана окружающей среды, водоемов и рек от загрязнения нефтью, газом и сопутствующими отходами при добыче нефти, например, сточной водой.

Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям:

- применение ингибиторов коррозии;

- нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла;

- применение полимерных материалов;

- применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей.

Можно выделить следующие четыре группы методов борь­бы с песком при насосной эксплуатации.

- Наиб.эфф.метод -- предупреждение(осущ посредством либо уст-ки спец.фильт­ров на забое, либо крепления призабойной зоны) и регу­лирование(уменьшением отбора жидкости) поступления песка из пласта в скважину. При этом нужно обес­печить плавный запуск песочной скв последовательным увеличением длины хода, числа качаний или подливом чи­стой жидкости в скважину через затр.простр (20-25% от дебита).

- Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скв.

- Песочные якори (сепа­раторы) и фильтры, устанав­ливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию пес­ка от жидкости. Работа песоч­ных якорей основана на гра­витационном принципе. В якорях прямого и обратного действия ж-ть изменяет направление движения на 180°, песок отде­ляется под действием силы тяжести и осаждается в пе­сочном «кармане», при запол­нении которого якорь извлека­ют на поверхность и очища­ют. Условием эффективной работы является существование в коре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. Применение песочных якорей -- не основной, а вспомогательный метод борьбы с пес­ком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступле­ние песка непродолжительно и общее количество его невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема на­соса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотноше­ния размеров песчинок и каналов материала фильтра). Вследствие быстрого засорения (забивания, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в кор­пус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забой­ная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.

- Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое его количество поступает в насос и приво­дит к износу пары плунжер -- цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин (абразивостойком исп и нов.конструкций с защитои трущейся пары плунжер - цилиндр.

Список литературы

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

2. Юрчук А. М., Истомина А. З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.

3. Адонин А. Н. Выбор способа добычи нефти. - М.: Недра, 1971.

4. Амиян З. А., Васильев В. П. Добыча газа. - М.: Недра, 1974.

5. Амиров А. Д., Карапетов К. А. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1979.

Размещено на Allbest.ur