Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Автор: Евгений Трефилов, 09 Ноября 2010 в 14:30, контрольная работа

Описание работы

Вопросы:
1 Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры.
2 0борудование, применяемое при СКО.
З Внутрипластовая термохимическая обработка.
4 0собенности ремонта нагнетательных скважин.
5 3адачи охраны недр. Охрана недр и окружающей среды при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Работа содержит 1 файл

Эксплуатация НиГ скваж..docx

— 98.79 Кб (Скачать)

                                          

                                                  НИК - филиал Югорского 
                                          государственного университета 
                                     

                                        ЗАОЧНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 
                                       

                                КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА  №  2

                      

                   по предмету             Эксплуатация  нефтяных  и  

                                              газовых  скважин

                   Ф.И.О. учащегося  Трефилов Евгений Сергеевич                                                                                                                                          

                   Шифр      07070                 группа    з7РЭ71

                   преподаватель       Нагаева  С.  Н.

                  оценка работы

                  дата проверки 
 
 
 

                                

                                                 

                                                Нефтеюганск 2010

                                    Вариант №18

Вопросы:

1 Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры.              2 0борудование, применяемое при СКО.

З Внутрипластовая термохимическая обработка.

4 0собенности ремонта нагнетательных скважин.

5 3адачи охраны недр. Охрана недр и окружающей среды при эксплуатации  нефтяных и газовых скважин. 

Задачи: 

 

1 Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры.

   Расчет  лифта для газовой  скважины. Газовые скважины эксплуатируют пока только путем использования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.

   Его определяют из условий  выноса с забоя  твердых и жидких частиц или обеспечения  максимального устьевого  давления (минимальных  потерь давления в  стволе скважины при  заданном дебите).

   Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в  трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют  для условий башмака  фонтанных труб. Глубина  спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит, в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается.

Согласно  опытным данным, минимальная  скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при  котором частицы  породы и жидкости выносятся на поверхность.

                                          d=

где Q0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление Р0= 0,1 МПа, температура T0=293К); Рз, T3- давление и температура газа на забое; z0, z3- коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях Т0 Р0 и Т, Р; υкр - критическая скорость выноса твердых и жидких частиц.

  При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяются жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создает в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газоконденсата на поверхность. Этот дебит определяется по формуле.

                                   Q0 = 0.111*d 2.5*                                                  где М0 – молекулярная масса газа. Отсюда диаметр труб                                             d= 0.415*                                                                        Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учётом стандартных диаметров. При расчётах определяющим фактором является вынос частиц пород и жидкости на поверхность.

Применяется в особо сложных  условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.

  Фонтанная арматура выпускается  на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Во  время сборки фонтанной  арматуры следует  обращать внимание на тщательность крепления  всех соединений и  в особенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме того, неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру, смонтированному на буфере, а давление в затрубном пространстве по манометру на одном из отводов крестовины трубной головки.

Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений Тюмени (рис. 7.1). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-2Ю для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 °К соответственно, давление 21 МПа. 

2 0борудование,  применяемое при  СКО. 

  На  обустроенных нефтяных промыслах, на которых  проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

  На  скважины рабочий  раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированиых кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30 м.

  Для закачки ингибированных растворов кислоты  в пласт используется, например, специальный  насосный агрегат  на автомобильном шасси — «Азинмаш-ЗОА» (рис. V.1) с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 2НК.500 одинарного, действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов  при прокачке даже ингибированного  раствора кислоты  необходима обязательная их промывка водой  непосредственно  после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять три- натрийфосфат в количестве 0,3—0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рис. V.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, 152 но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

  При кислотных обработках используется дополнительно  цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

  

Ротационный насос используют также при приготовлении  нефтекислотных эмульсий для закачки в  поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается недостаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления,

 
 
 
 

 
 
 
Схема обвязки скважины при проведении простых  обработок:                                                                                           1-устье скважины;  2-обратный клапан;  3-задвижка высокого давления;  4-насос 4НК-500;  5-агрегат Азинмаш 30А;  6-ёмкость для кислоты на агрегате;  7-ёмкость для кислоты на прицепе;  8-ёмкость для продавочной жидкости;  9-ёмкость для кислоты;  10-линия для обратной циркуляции                                                                              

с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

     При термокислотной обработке  используются реакционные  наконечники, изготавливаемые  из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость  трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется мелкими отверстиями. 
 

З Внутрипластовая термохимическая обработка.

  Комплексно  сочетает в себе элементы гидравлического  разрыва пласта, солянокислотной и тепловой обработок: Сущность обработки состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами  магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний, применяемый при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5—1,6 мм. Технология внутрипластовой термохимической обработки включает следующие операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком (возможность проведения обработки без пакера определяется состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья скважины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и опрессовку нагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта; закачку расчетного объема солянокислотного раствора; продавку солянокислотного раствора в пласт; демонтаж наземного оборудования и освоение скважины известными методами сразу после обработки. Требования к рабочим жидкостям предъявляются те же, что и при гидравлическом разрыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически нейтральной по отношению к гранулам магния.

Информация о работе Эксплуатация нефтяных и газовых скважин