трусики женские украина

На головну

 Газліфтний спосіб видобутку нафти - Геологія

Курсова робота на тему:

"Газліфтний спосіб видобутку нафти"

Зміст

Введення. Область застосування газліфтного способу видобутку нафти

1. Газліфтний спосіб видобутку нафти

2. Обмеження припливу пластових вод

3. Попередження освіти НОС

4. Методи видалення НОС

5. Зниження пускового тиску

6. Техніка безпеки при експлуатації газліфтних свердловин

7. Обслуговування газліфтних свердловин

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

Ведення. Область застосування газліфтного способу видобутку нафти

Після припинення фонтанування через брак пластової енергії переходять на механізований спосіб експлуатації свердловин, при якому вводять додаткову енергію ззовні (з поверхні). Одним з таких способів, при якому вводять енергію у вигляді стислого газу, є газлифт.

Використання газліфтного способу експлуатації свердловин в загальному вигляді визначається його перевагами.

1. Можливість відбору великих об'ємів рідини практично при всіх діаметрах атаційного колон і форсованого відбору сільнообводненних свердловин.

2. Експлуатація свердловин з великим газовим фактором, т.е.іспользованіе енергії пластового газу, в тому числі і свердловин з забійними тиском нижче тиску насичення.

3. Малий вплив профілю стовбура свердловини на ефективність роботи газліфта, що особливо важливо для похило на мованих свердловин, тобто для умов морських родовищ і районів освоєння Півночі та Сибіру.

4. Відсутність впливу високого тиску і температури продукції свердловин, а також наявності в ній мехпримесей (піску) на роботу свердловин.

5. Гнучкість і порівняльна простота регулювання режиму роботи свердловин по дебіту.

6. Простота обслуговування і ремонту газліфтних свердловин і великий міжремонтний період їх роботи при використанні сучасного обладнання.

7.Возможность застосування одночасної роздільної експлуатації, ефективної боротьби з корозією, відкладеннями солей і парафіну, а також простота дослідження свердловин.

Зазначеним переваг можуть бути протиставлені недоліки.

1. Великі початкові капітальні вкладення в будівництво компресорних станцій.

2. Порівняно низький коефіцієнт корисної дії (ККД) газліфтної системи.

3. Можливість утворення стійких емульсій в процесі підйому продукції свердловин.

Виходячи із зазначеного вище, газліфтний (компресорний) спосіб ксплуатация свердловин, в першу чергу, вигідно використовувати на великих родовищах при наявності свердловин з великими дебітом і високими забійними тисками після періоду фонтанування.

Далі він може бути застосований в похило спрямованих свердловинах та свердловинах з великим вмістом мехпримесей в продукції, тобто в умовах, коли за основу раціональної експлуатації приймається міжремонтний період (МРП) роботи свердловин.

При наявності поблизу газових родовищ (або свердловин) з достатніми запасами і необхідним тиском використовують бескомпрессорний газлифт для видобутку нафти.

Ця система може бути тимчасовою мірою - до закінчення будівництва компресорної станції. В даному випадку система газліфта залишається практично однаковою з компресорним газліфтом і відрізняється тільки іншим джерелом газу високого тиску.

Газліфтна експлуатація може бути безперервною або періодичною. Періодичний газлифт застосовується на свердловинах з дебітом до 40-60 т / добу або з низькими пластовими тисками.

Техніко-економічний аналіз, проведений при виборі способу експлуатації, може визначити пріоритет використання газліфта в різних регіонах країни з урахуванням місцевих умов. Так, великий МРП роботи газліфтних свердловин, порівняльна простота ремонту і можливість автоматизації зумовили створення великих газліфтних комплексів на Самотлорському, Федорівському, правдинських родовищах у Західному Сибіру. Це дало можливість знизити необхідні трудові ресурси регіону і створити необхідні інфраструктури (житло і т.д.) для раціонального їх використання.

1. Газліфтний спосіб видобутку нафти

При газліфтної способі експлуатації недостатня енергія подається з поверхні у вигляді енергії стисненого газу по спеціальному каналу.

Газлифт підрозділяється на два типи: компресорний і бескомпрессорний. При компресорному газліфті для стиснення попутного газу застосовуються компресори, а при бескомпрессорном газліфті використовується газ газового родовища, що знаходиться під тиском, або з інших джерел.

Газлифт щодо інших механізованих способів експлуатації свердловин має ряд переваг:

можливість відбору значних обсягів рідини з великих глибин на всіх етапах розробки родовища при високих техніко-економічних показниках;

простота свердловинного обладнання і зручність його обслуговування;

ефективна експлуатація свердловин з великими викривленнями стовбура;

експлуатація свердловин у високотемпературних пластах і з великим газовим фактором без ускладнень;

можливість здійснення всього комплексу дослідницьких робіт з контролю за роботою свердловини і розробкою родовища;

повна автоматизація і телемеханізація процесів видобутку нафти;

великі міжремонтні періоди роботи свердловин на тлі високої надійності обладнання і всієї системи в цілому;

можливість одночасно-роздільної експлуатації двох пластів і більше при надійному контролі за процесом;

простота боротьби з відкладенням парафіну, солей і корозійними процесами;

простота робіт по підземному поточного ремонту свердловини, відновлення працездатності підземного обладнання для підйому продукції свердловини.

Недоліками газліфта за традицією вважаються високі початкові капітальні вкладення, фондомісткість і металоємність. Ці показники, багато в чому залежать від прийнятої схеми облаштування промислу, ненабагато перевищують показники при насосної видобутку.

Найбільше число елементів у системі газліфта і більш складне обладнання використовуються у разі компресорного газліфта. Сучасний газліфтний комплекс являє собою замкнуту герметичну систему високого тиску (рис. 1).

Основними елементами цієї схеми є: свердловини 1, компресорні станції 3, газопроводи високого тиску, трубопроводи для збору нафти і газу, сепаратори різного призначення 7, газорозподільна батарея 4, групові вимірів установки, системи очищення і осушення газу з регенерацією етиленгліколю 6, дожимні насосні станції , нафтозбірні пункт,

Рис. 1. Схема замкнутого циклу газліфтного комплексу

До складу комплексу входить система АСУ ТП, яка включає виконання наступних завдань:

вимірювання і контроль робочого тиску на лініях подачі газу в свердловини на магістральних колекторах;

вимірювання і контроль перепаду тиску;

управління, оптимізація і стабілізація режиму роботи свердловин;

розрахунок робочого газу;

вимір добового дебіту свердловини по нафті, воді та загального обсягу рідини.

В результаті рішення задачі оптимального розподілу компріміруемого газу для кожної свердловини призначають певний режим закачування газу, який необхідно підтримувати до наступного зміни режиму. Параметром для стабілізації приймається перепад тиску на вимірювальній шайбі дифманометра, встановленого на робочій лінії подачі газу в свердловину.

Вибір типу газліфтної установки і обладнання, що забезпечує найбільш активну експлуатацію свердловин, залежить від гірничо-геологічних і технологічних умов розробки експлуатаційних об'єктів, конструкції свердловин і заданого режиму їх експлуатації.

Суворої класифікації газліфтних установок не існує, і вони групуються на основі найзагальніших конструктивних і технологічних особливостей.

Залежно від кількості рядів труб, спущених в свердловину, їх взаємного розташування і напрямку руху робочого агента і газорідинної суміші є системи різних типів

однорядний підйомник кільцевої та центральної систем

дворядний підйомник кільцевої та центральної систем

полуторарядний ліфт зазвичай кільцевої системи

Перераховані системи газліфтних підйомників мають переваги і недоліки. У зв'язку з цим обґрунтування доцільності їх застосування проводиться з урахуванням гірничо-геологічних і технологічних особливостей конкретного об'єкта розробки.

За ступенем зв'язку трубного і кільцевого простору з забоєм свердловини установки газліфта діляться на відкриті, напівзакриті і закриті.

Досвід розробки нафтових родовищ Західного Сибіру показав, що найбільш раціональна система, при якій стиснений газ відбирається з свердловин, обладнаних для видобутку газу та здійснення внутріскважі внутріскважінного газлифт - найбільш ефективний спосіб підйому рідини. Здійснюється він шляхом перепуску газу з вишележащего (можливо, і з нижчого) газового пласта через спеціальний забійний регулятор.

Застосування внутріскважінного газліфта дозволяє виключити будівництво наземних газопроводів для збирання і розподілу газу та газорозподільних пунктів, установок з підготовки газу (осушка, видалення частини рідких вуглеводнів, очищення від сірководню). У зв'язку з введенням в підйомник ближче до башмака НКТ газу високого тиску забезпечується висока термодинамічна ефективність потоку в підйомнику. Якщо при бескомпрессорном і компресорному газліфтах при кращих режимах термодинамічна ефективність становить 30-40%, то при внутріскважінного бескомпрессорном газліфті значення її досягає 85-90%

2. Обмеження припливу пластових вод

Обмеження припливу води до вибоїв видобувних свердловин є однією з найважливіших проблем в системі заходів щодо підвищення ефективності розробки нафтових родовищ і збільшення нафтовіддачі пластів. У свердловинах, що експлуатують кілька продуктивних пластів одночасно, обводнення відбувається нерівномірно - вода просувається по більш проникним пропласткам і прошарками. У багатьох випадках надходження води по таким пропласткам відбувається настільки інтенсивно, що створюється враження повного обводнення свердловини. В таких умовах відбувається нерівномірна вироблення окремих пластів.

Не меншої шкоди нормальній експлуатації поклади і свердловин завдає подошвенная вода. Вона конусоподібно затягується в привибійну зону і надходить у свердловину через нижні отвори інтервалу перфорації експлуатаційної колони. Обводнення свердловин при цьому з року в рік прогресує. Передчасне обводнення свердловин (не пов'язане з повною виробленням пласта) зменшує кінцеву нефтеотдачу, призводить до великих витрат на видобуток попутної води та підготовку товарної нафти.

Велика різноманітність і складність шляхів обводнення нафтових свердловин обумовлюють труднощі вирішення проблеми, яка ще більше посилюється відсутністю надійних методів визначення шляхів надходження води в свердловину. В умовах складної геологічної будови нафтових покладів і пластів спостерігається все різноманіття форм надходження води:

за рахунок підтягування підошовної води (освіта конуса обводнення);

за рахунок випереджального просування води по найбільш проникним пропласткам одного пласта (освіта мов обводнення);

за рахунок первинного обводнення високопродуктивних пластів при об'єднанні двох і більше продуктивних пластів в один об'єкт розробки;

по неякісному цементному кільцю. При цьому свердловини обводнять як водами експлуатаційного пласта, так і водами вище-і нижележащих водоносних горизонтів.

В останні роки в нафтовидобувній промисловості вишукування методів обмеження водопритоків до вибоїв нафтових свердловин приділяється все більше уваги. Методи обмеження припливу вод в свердловини в залежності від характеру впливу закачиваемой водоізолюючого маси на проникність нефтенасищенной частини пласта, розкритого перфорацією, діляться на селективні і неселективні.

Селективні методи ізоляції - це такі методи, коли використовують матеріали, які закачують у всю перфораційну частина пласта. При цьому утворюється осад, гель або отверждается речовина збільшують фільтраційне опір тільки в водонасиченого частини пласта, а закупорки нафтової частини пласта не відбувається. При ЗМІ немає необхідності проводити повторну перфорацію.

З урахуванням механізму утворення водоізолюючого мас можна виділити п'ять селективних методів:

1. Методи селективної ізоляції, засновані на освіті водоізолюючого маси, розчинної в нафти і нерозчинної у водному середовищі. Рекомендується використовувати такі матеріали, як нафталін, парафін, розчинені в аніліні, креозол, ацетоні, спирті, або інші пересичені розчини твердих вуглеводнів в розчинниках. Застосовуються в'язкі нафти, емульсії та інші нафтопродукти, нерозчинні солі і латекси типу СКД-1.

2. Методи селективної ізоляції, засновані на освіті закачується в пласт реагентами опадів у водонасичених зонах. Пропонується закачувати неорганічні сполуки типу FeSO4, M2SiO3 (M - одновалентний лужний метал), які, реагуючи між собою у водному середовищі, утворюють гідрат закису заліза і силікагель. Міцнішу масу утворюють кремнеорганічною олігомери, які надають тривалий ефект впливу.

3. Методи, засновані на взаємодії реагентів з солями пластових вод. На осадженні та структуруванні іонами полівалентних

металів Са + 2, Mg + 2, Fe + 2 та інших засновані методи обмеження руху води в пласті із застосуванням таких високомолекулярних сполук, як похідні целюлози і акрилових кислот. У контакті з наведеними катіонами висаджується з розчину ряд сополімерів полиакриловой і метакрилової кислот з високим ступенем гідролізу. У нафтовій середовищі вони зберігають свої первинні фізичні властивості, забезпечуючи тим самим селективність впливу на нефтеводонасищенний пласт.

4. Методи, засновані на взаємодії реагенту з поверхнею породи, покритої нафтою. До цієї групи відносяться способи обмеження припливу води з використанням частково гідролізованого полиакриламид а (ПАА), мономеровакріламіда, гіпану-формальдегіду суміші (ГФС) та ін. Механізм методів полягає в тому, що при адсорбционном і механічному утримуванні полімеру в пласті значення залишкового опору залежить від мінералізації води, молекулярної маси полімеру, ступеня гідролізу і проникності пористого середовища. Значення залишкових опорів в нефтенасищенной частини порід на порядок нижче, ніж у водонасичених, що пояснюється спорідненістю частинок поліакриламіду з органічними сполуками нафти. Крім того, в нефтенасищенной частини пласта погіршуються умови для адсорбційного і механічного утримування частинок полімеру породою внаслідок присутності на поверхні розділу вуглеводневої рідини.

5. Методи, засновані на гідрофобізації поверхні порід привибійної зони із застосуванням ПАР, аерованих рідин, полиорганосилоксанов та інших хімічних продуктів. Загальний механізм полягає в гідрофобізації порід, що призводить до зниження фазової проникності порід для води, а також в освіті бульбашок газу, які легко руйнуються в присутності нафти.

Неселективні методи ізоляції - це методи, які використовують матеріали, які незалежно від насиченості середовища нафтою, водою або газом утворюють екран, який не руйнується з часом в пластових умовах. Основні вимоги при НСМІ - точне виділення оброблюваного обводненого інтервалу та виключення зниження проникності продуктивної нефтенасищенноі частини пласта.

Механізм ізоляції вод полягає в наступному:

очистка ПЗП в результаті диспергування кольматуючих пласт глинистих речовин, парафіну, асфальтосмолисті речовин і подальше їх видалення в процесі освоєння свердловин за рахунок солюбілізірующего дії (колоїдного розчинення) утворилися мицелл в пінної системі. Головним результатом цього процесу є залучення до розробки малопроникних пропластков;

блокування шляхів просування води в результаті прилипання до поверхні водопровідних каналів бульбашок газу і освіти плівок з колоїдно-дисперсних сполук;

ізоляція високопроникних зон продуктивного пласта, що є головним джерелом обводнення.

Область ефективного застосування пінних систем: низький і середній пластовий тиск; необмежена обводненість продукції свердловини; чітко виражена неоднорідність пропластков; наявність глинистої кірки на стінках свердловини; наявність в теригенних породах глинистого цементу.

В якості пінних систем рекомендують використовувати двофазні і багатокомпонентні пінні системи.

3. Попередження освіти НОС

нафту видобуток газліфтний свердловина

У вітчизняній і зарубіжній практиці відомі різні методи боротьби з відкладеннями неорганічних солей при видобутку нафти. У загальному випадку всі вони поділяються на методи, що запобігають відкладення НОС, і методи боротьби з уже випали опадами.

Багаторічний досвід боротьби з відкладеннями неорганічних солей показав, що найбільш ефективні методи, засновані на попередженні відкладення солей. При цьому правильний вибір методу може бути зроблений лише на основі ретельного вивчення гідрохімічний і термодинамічної обстановки за експлуатаційними об'єктам, з виявленням основних причин, що викликають перенасичення попутно видобуваються вод солеобразующіе іонами, оскільки випадання і відкладення неорганічних солей залежать від умов, при яких порушується хімічна рівновага системи , тобто при переході попутних вод в стан перенасичення.

Перенасичення попутно видобуваються вод солеобразующіе іонами може бути викликано зміною температури, тиску, а також змішуванням розчинів солей різного складу з утворенням нового розчину, в якому вміст іонів слаборозчинних солей виявляється в надлишку.

Формування відкладень НОС на поверхні обладнання залежить також від властивостей підкладки, електрокінетичних та інших фізико-хімічних явищ, що відбуваються на поверхні розділу фаз.

У реальних технологічних процесах видобутку, збору та підготовки нафти багато явищ відбуваються одночасно, що ускладнює дослідження формування відкладень в цілому.

Істотні ускладнення у виявленні причин випадіння солей виникають через відсутність систематичної достовірної інформації за гідрохімічними та гідрогеологічним змінам на розроблюваних об'єктах протягом тривалого часу.

В даний час розробляються і застосовуються методи попередження відкладення НОС можна розділити на дві групи -безреагентние та хімічні.

До безреагентним методам запобігання відкладення солей відносяться: обгрунтований вибір джерел водопостачання систем підтримання пластового тиску; вплив на перенасичені солями розчини магнітними, силовими та акустичними полями; використання захисних покриттів труб та іншого обладнання. До цієї ж групи належать і заходи, засновані на зміні технологічних факторів видобутку нафти: своєчасне проведення необхідних гідроізоляційних робіт; обмеження руху води в високопроникних пропластках пошарово-неоднорідного продуктивного пласта; підтримання підвищених тисків на вибоях видобувних свердловин; використання хвостовиків, диспергаторов; різні конструктивні зміни в устрої застосовуваного устаткування.

Важливим технологічним методом попередження солеотложенія є своєчасне проведення гідроізоляційних робіт в свердловинах. Практика показує, що порівняно різка зміна складу попутно видобувається води і, як наслідок цього, інтенсивне відкладення НОС може відбуватися за рахунок прориву вод з інших водоносних горизонтів через порушення цілісності цементного кільця і ??обсадної колони, що виникають в процесі експлуатації свердловини. При цьому найефективніший засіб запобігання відкладення солей - ремонт свердловини з ліквідацією виявлених порушень.

Значний ефект щодо зниження інтенсивності відкладення солей дає селективна ізоляція обвідного пропластков пошарово-неоднорідного продуктивного пласта, оскільки при скороченні припливу води, перенасиченої солями, зменшується і відкладення солей.

Перспективним є метод, заснований на виборі оптимального значення забійного тиску, оскільки значення рівноважної концентрації сульфату кальцію залежить від тиску в насиченому гіпсом розчині. Підвищення тиску на вибоях видобувних свердловин призводить до зменшення їх дебітів. Щоб не допустити цього, необхідно передбачати підвищення тиску нагнітання води на лініях нагнітальних свердловин або організацію осередкового заводнення. У кожному конкретному випадку доцільність підвищення тиску нагнітання для зменшення інтенсивності солеотложенія необхідно визначати шляхом проведення техніко-економічних розрахунків.

До конструктивних змін відноситься застосування різних пристроїв, здатних змінювати структури і швидкість руху газорідинної суміші в свердловині або умови кристалізації солей. Свердловинні штуцери, диспергатори, хвостовики, що спускаються до інтервалу перфорації, емульгують видобуту воду в нафти. Це зменшує ймовірність контакту води зі стінками насосно-компресорних труб і іншого промислового устаткування.

Одним з безреагентних способів підвищення працездатності нафтопромислового обладнання в умовах відкладення НОС може бути застосування захисних покриттів. Є позитивний досвід застосування НКТ з покриттям внутрішньої поверхні склом, емалями і лаками. На Самотлорському родовищі випробовувалися ПЕЦН, відцентрові колеса і направляючі, апарати яких були покриті пентапласт або були виготовлені з поліамідних складів з покриттями епоксидною смолою, фторопластом, пентапласт з графітом і алюмінієм. Промислові дані показали збільшення надійності роботи УЕЦН і міжремонтного періоду їх роботи. Покриття з пентапласт не запобігає повністю відкладення солей, проте знижує інтенсивність росту їх утворення. Тому обладнання із захисним покриттям слід застосовувати в свердловинах з помірною швидкістю солеотложенія. В умовах же інтенсивного відкладення солей одночасно з використанням захисних покриттів доцільно застосовувати хімічні реагенти.

Хімічні методи. З відомих способів попередження відкладення неорганічних солей при видобутку нафти, найбільш ефективним і технологічним є спосіб застосування хімічних реагентів-інгібіторів. В результаті лабораторних та промислових досліджень, присвячених проблемі боротьби з утворенням НОС на нафтових родовищах, було запропоновано і випробувано безліч хімічних реагентів-інгібіторів, що запобігають ці відкладення.

Хімічні способи боротьби з солеотложеній засновані на застосуванні реагентів, які перешкоджають відкладенню солей на поверхні промислового обладнання. У практиці нафтовидобутку за кордоном цей метод є основним. Як показав досвід зарубіжної та вітчизняної нафтовидобувної промисловості, застосування хімічних реагентів дозволяє отримати якісну і тривалий захист обладнання від солеотложенія при порівняно невеликих витратах.

Всі відомі інгібітори відкладення мінеральних солей можна поділити на дві великі групи:

однокомпонентні, представлені певним типом хімічної сполуки;

багатокомпонентні, складені з різних хімічних сполук.

Багатокомпонентні ингибирующие композиції готують з двох і більше компонентів і умовно поділяють на дві великі підгрупи:

склади, в яких один з компонентів не є інгібітором відкладень солей. Крім інгібітора такі склади містять поверхнево-активна речовина неионогенного типу, яке або підсилює дію інгібуючої добавки, або має інше самостійне значення, але не погіршує при цьому дії ингибирующего компонента;

склади, в яких всі компоненти є інгібіторами відкладень солей.

Велику групу ингибирующих препаратів складають композиції, що містять в якості інгібітора відкладень мінеральних солей конденсовані поліфосфати, похідні полиакриловой кислоти, фосфонової кислоти, багатоатомні спирти, ефіри фосфонової кислоти, сірковмісні сполуки.

Залежно від механізму дії інгібітори солеотложенія діляться в основному на три типи.

Хелати - речовини, здатні зв'язувати іони кальцію, барію або заліза і перешкоджати їх реакції з іонами сульфату і карбонату. Висока ефективність від застосування цих речовин може бути отримана при дозуванні їх в стехіометричних кількостях. При великих значеннях перенасичення застосування цих інгібіторів економічно не виправдується.

Інгібітори "порогового" дії - речовини, додавання яких в мінімальних кількостях в розчин перешкоджає зародженню і росту кристалів солей і, отже, накопичення їх на поверхні обладнання.

Крісталлоразрушающіе інгібітори не перешкоджають кристалізації солей, а лише видозмінюють форму кристалів.

В даний час встановлено вимоги до фізико-хімічними характеристиками інгібіторів солеотложеній. Найважливіше з них -висока ефективність інгібування процесів відкладення солей, низька температура замерзання (до мінус 50 ° С), низька корозійна агресивність, мала токсичність, сумісність з пластовими водами, відсутність негативного впливу на процеси підготовки нафти, здатність добре адсорбироваться і повільно десорбувати з породи пласта.

Технологія застосування інгібіторів солеотложенія

Ефективність попередження відкладення солей залежить не тільки від інгібітора, а й від технології його застосування. Незалежно від типу інгібітора і механізму його дії позитивні результати можуть бути лише за умови постійної присутності реагенту в розчині в мінімально необхідних кількостях. При цьому найкращі результати досягаються при введенні інгібітора в розчин до початку кристалізації неорганічних солей.

Інгібітори відкладення солей в залежності від умов можуть застосовуватися за способом:

безперервної дозування в систему за допомогою насосів дозувань або спеціальних пристроїв;

періодичної закачування розчину інгібітора в свердловину з подальшою задавку його в привибійну зону пласта як з підйомом свердловинного обладнання, так і без його підйому;

періодичної подачі розчину інгібітора в затрубний простір свердловини.

На свердловинах послідовно можуть здійснюватися різні способи подачі інгібітора: спочатку періодична закачування; потім через 2-6 міс. для попередження відкладень солей в свердловинному обладнанні безперервна дозування або періодична подача розчину інгібітора в затрубний простір свердловини.

При подачі реагенту необхідно контролювати дебіт свердловини по рідині, обводненість видобутої продукції, а також вести спостереження за режимом роботи свердловини і обладнання, систематично визначати хімічний склад попутно видобуваються вод і вміст у них інгібіторів солеутворення.

4. Методи видалення НОС

Видалення солей, що відклалися в свердловинах і на поверхні нафтопромислового обладнання, є серйозною проблемою і залишається однією з найбільш трудомістких і малоефективних робіт. Ефективність дії удалителей і їх вибір залежать від конкретних умов кожного родовища, зокрема від складу відкладень неорганічних солей. В даний час немає ще універсальних методів, які могли б забезпечити видалення або повне попередження відкладень неорганічних солей будь-якого складу. Тому в кожному конкретному випадку, залежно від складу сольових відкладень, необхідно вибирати відповідні методи і реагенти для їх видалення з тим, щоб забезпечити найбільшу ефективність проведених обробок.

Видалення солеотложеній вимагає великих витрат часу і коштів. Методи видалення відкладень солей із свердловин можна поділити на механічні та хімічні.

Сутність механічних методів видалення відкладень полягає в проведенні очисток свердловин шляхом разбуривания потужних сольових пробок або шляхом опрацювання колони розширниками, скребками з подальшим шаблонування. Позитивний ефект досягається в тому випадку, якщо інтервал перфорації не заблоковано сольовими опадами. Якщо фільтраційні канали перекриті відкладеннями солей, то необхідно проводити повторну перфорацію колони. Механічні очищення є дорогими заходами, тому в даний час найбільшого поширення набули хімічні методи видалення відкладень.

Сутність хімічних методів видалення відкладень солей полягає в проведенні обробок свердловин реагентами, ефективно розчинювальними неорганічні солі.

5. Зниження пускового тиску

Серед різних методів зниження пускових тисків, заснованих на видаленні частини рідини з підйомної колони, найбільш ефективне застосування пускових газліфтних клапанів, які встановлюють у свердловинних камерах нижче статичного рівня рідини. За способом управління газліфтної клапани працюють від тиску в затрубному просторі, тиску стовпа рідини в НКТ і перепаду тиску між ними.

Найбільшого поширення набули клапани, керовані затрубного тиском сильфонного типу серії Г і випускаються з умовним зовнішнім діаметром 20, 25, 38 мм з діапазоном тиску зарядки 2-7 МПа.

Газліфтної клапани Г складаються з пристрою для зарядки, сильфонні камери, пари шток - сідло, зворотного клапана і пристрою для фіксації клапана в скважинной камері.

Сильфонна камера заряджається азотом через золотник. Тиск у сильфонні камері клапана регулюють на спеціальному пристосуванні стенду СІ-32. Сильфонна камера -Герметичність зварної посудину високого тиску, основним робочим органом якого є металевий багатошаровий сильфон. Пара шток - сідло є запірним пристроєм клапана, до якого газ надходить через вікна кишені скважинной камери.

Герметизація напору надходження газу забезпечується двома комплектами манжет. Зворотний клапан призначений для запобігання перетікання рідини з підйомних труб в затрубний простір свердловини.

Газліфтної клапани Г за призначенням поділяються на пускові та робочі.

Керуючим тиском для пускових клапанів є тиск газу затрубного простору свердловини. Впливаючи на ефективну площу сильфона, газ стискає його, в результаті чого шток піднімається, і газ, відкриваючи зворотний клапан, надходить в підйомні труби.

Число встановлюваних клапанів залежить від тиску газу в свердловині і її глибини. Закриваються вони послідовно в міру зниження рівня в затрубному просторі свердловини.

Зниження рівня в затрубному просторі свердловини триває до глибини розташування нижнього (робочого) клапана.

На заданому технологічному режимі свердловина повинна працювати через робочий клапан при закритих верхніх (пускових) клапанах, які використовуються тільки в період пуску свердловини.

Іншим типом використовуваних клапанів є диференційний тип (КУ-25 і КУ-38), тобто працюють від перепаду тиску в НКТ і затрубному просторі.

Застосування газліфтних клапанів дозволяє регулювати надходження газу, що нагнітається з кільцевого простору в колону підйомних труб.

6. Техніка безпеки при експлуатації газліфтних свердловин

Устя газліфтної свердловини обладнують стандартної фонтанної арматурою на робочий тиск, рівне максимальному, очікуваному на гирлі свердловини. Арматуру до установки на свердловину обпресовують в зібраному вигляді на паспортне пробний тиск. Після установки на гирлі свердловини її обпресовують на тиск для опресовування експлуатаційної колони; при цьому, незалежно від очікуваного робочого тиску, арматуру монтують з повним комплектом шпильок і ущільнень. Її викидні і нагнітальні лінії, розташовані на висоті, повинні мати надійні опори, що запобігають падінню труб при ремонті, а також їх вібрацію при роботі свердловин.

Обв'язка свердловини, апаратури і газопроводів під тиском в зимовий час повинна відігріватись тільки парою або гарячою водою.

В газорозподільних будках слід не допускати скупчення газу, який при певному співвідношенні з повітрям утворює вибухонебезпечну суміш. Газ зазвичай скупчується внаслідок пропуску його через фланцеві з'єднання або сальники вентилів. Щоб уникнути надходження газу зі свердловини по трубопроводу в БГРА повинен бути встановлений зворотний клапан.

Скупчення вибухонебезпечної суміші особливо неприпустимо в зимовий час, коли вікна та двері газорозподільних будок закриті. У зимовий час також можуть утворюватися гідратні пробки внаслідок замерзання конденсату в батареях і газопроводах. Це призводить до підвищення тиску в трубопроводах і можливого їх розриву. Попадання газу в повітря може бути причиною вибуху. Основна міра, що запобігає вибух, - вентиляція приміщення. Для усунення витоку газу на лінії слід постійно стежити за справністю сальникових набивок вентилів, судин для конденсату (на газопровідних магістральних лініях в низьких точках).

У зимовий час слід утеплити приміщення для запобігання від замерзання конденсату в батареях.

Для усунення джерел займання газу в будках необхідно:

використовувати електричне освітлення будок, встановлене поза будок;

виносити за будку електроприлади (рубильники, печі);

застосовувати інструмент, що не дає іскор, при ремонті всередині будок;

заборонити застосування відкритого вогню і куріння в будці;

споруджувати будку з вогнестійкого матеріалу.

7. Обслуговування газліфтних свердловин

Обслуговування газліфтних свердловин включає дослідження газліфтних свердловин, аналіз їх роботи і усунення несправностей газліфтноі установки.

Метою дослідження є визначення параметрів пластів, пластових рідин і привибійної зони для оцінки раціонального витрати робочого агента (газу) за критерієм максимуму видобутку нафти або мінімуму питомої витрати газу.

Основний метод дослідження газліфтних свердловин - метод пробних відкачок. Забійні тиск при цьому визначається глибинним манометром або розрахунком по тиску нагнітається газу.

Ускладнюють умови експлуатації газліфтних свердловин вимагають проведення необхідних оргтехмероприятий.

Для боротьби з пескопроявлений використовують:

фільтри для закріплення привибійної зони;

обмеження депресії для запобігання руйнування скелета нафтовмісних порід;

конструкції підйомних ліфтів та режими їх роботи, при яких забезпечується повний винос піску.

Для боротьби з парафіном, гідратами, солеотложеній, освітою емульсії, незважаючи на підвищену металоємність установки, іноді використовують другий ряд НКТ, що дозволяє закачувати в кільцевий простір між ними розчинники та хімреагент без зупинки свердловини.

Утворення крижаних і гідратних пробок у свердловинах та негерметичні ліфта усувають такими методами:

усуненням негерметичність ліфта і зменшенням перепаду тиску на клапані;

введенням інгібітора в нагнітається газ;

підігрівом газу; зниженням тиску при припиненні подачі газу на свердловину.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ.

1. Довідник з видобутку нафти / В.В. Андрєєв, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов та ін .; Під ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с .: іл.

2. Персіянцев М.Н. Видобуток нафти в ускладнених умовах.

3. Басаригін Ю.М., Булатов А.І., путівця Ю.М.

Заканчіваніе свердловин 2000р.

4. Уразаков К.Р., Богомільний Є.І., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г.

Насосна видобуток високов'язкої нафти з похилих і обводнених свердловин / Под ред. МД. Валєєва. - М .: ТОВ "Надра-Бізнесцентр", 2003.

5. Булатов А.І., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремійчук Р.С. Освоєння свердловин: Довідкове посібник / За ред. Р.С. Яремійчука. - М .: ТОВ "Надра-Бизнеспентр", 1999.

6. Газізов А.Ш., Газізов А.А. Підвищення ефективності розробки нафтових родовищ на основі обмеження руху вод в пластах. - М .: ТОВ "Надра-Бізнесцентр", 1999.

7. Лисенко В.Д., Грайфер В.І.

Розробка малопродуктивних нафтових родовищ. 2001.

8. Желтов Ю.П. Розробка нафтових родовищ: Учеб. для вузів. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М .: ВАТ "Видавництво" Надра ", 1998.

9. Басаригін Ю.М. , Будніков В.Ф., Булатів А.І.

Теорія і практика попередження ускладненні і ремонту свердловин при їх будівництві та експлуатації: Справ. посібник: у 6 т. -

М .: ТОВ "Надра-Бізнесцентр", 2001.

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка