Билалов. 1. Основная часть Текущее состояние оборудования
 Скачать 299 Kb.
|
|
2.1 Выбор и расчет оптимального режима эксплуатации. Выбор способа добычи нефти и проект по переводу на газлифт является главным содержанием разработки и осуществления инженерно-строительного решения добычи нефти. Изучая «Проект технической разработки Жанажольского нефтеконденсатного месторождения» разработанный Синьцзянским газонефтяным НИИ в 2000 г., и проведя анализ компрессорного газлифта на экономическую эффективность, установлено: основным способом эксплуатации является - газлифт, вспомогательным способом - ШГН. Здесь необходимо сделать анализ на используемые механические способы эксплуатации. На таблице 3.6. сравниваются объёмы добычи различных способов эксплуатации. Таблица
Из таблицы можно увидеть, что газлифтный способ эксплуатации обладает высоким объемом производства, удобен в управлении и т. д. обладает многими достоинствами, поэтому во многих странах мира, газлифтный способ эксплуатации как правило является передовым способом эксплуатации нефти. На месторождении с надежным источником газа, и с высокой продуктивностью как правило используют газлифт, а так же как правило на многих месторождениях, при первоначальной эксплуатации скважин, спускают колонну газлифта. На многих морских месторождениях мира в большей части используют газлифтный способ, проводя высокопроизводительную добычу. За последнее столетие, современный газлифтный способ эксплуатации образовал зрелую теорию и скомплектовал технологию, технику. Передовые проектные программы газлифта, могут удовлетворить требование любого проекта и анализа. Разного рода гибкие трубы и газлифтные клапана, а так же скомплектованные подземные инструменты могут удовлетворить требование разного рода моделей газлифта. Если смотреть на положения залежи на м. Жанажол, то оно само по себе обладает многими благоприятными условиями, удовлетворяющие всем требованиям для газлифтного способа эксплуатации, газлифт является идеальным способом механизма эксплуатации нефти. Надежный источник газа. М. Жанажол считается газонефтеконденсатным месторождением, газовый фактор в сырой нефти достигает 200- 370м3/м, что для газлифта гарантирует надежный источник газа. М. Жанажол считается собранным месторождением, расположение скважин соответственно концентрированное. Продуктивность в большей части скважин более высокое. Проходя период самофонтанирующей эксплуатации, намного снизилось пластовое давление, но пласт по-прежнему обладает большой энергией, путем регулировки эксплуатации, усиливая нагнетаемую воду, можно восстановить пластовое давление, и проводя мероприятия по повышению производительности скважин, в дальнейшем можно поднять продуктивность скважин, после газлифта объем дебита скважин может значительно увеличиться. На начальной стадии эксплуатации месторождения был закуплен компрессор, с которым была проведена часть подготовительных работ для перевода на газлифт. Для газлифтного способа эксплуатации можно использовать ранее имеющееся оборудование, и значительно сократить расходы на капиталовложения. Анализируя вышеизложенное, на м. Жанажол выбирая газлифтный способ эксплуатации можно добиться значительного увеличения добычи нефти, тем самым, поскорее окупить расходы на капиталовложения и добиться высоких экономических показателей. Выбор оптимального режима работы скважин. Точно определить значение газового фактора по скважинам месторождения ЖанаЖол невозможно, поэтому после окончания и проведения ремонта и проведения СКО скважину испытывают не менее чем на 4 режимах работы (для определения оптимальной величины нагнетаемого газа). Данные исследования анализируются, и выбирается оптимальный режим работы. Выбор оптимального режима работы рассмотрим на примере подбора режима работы скважины: Скважина исследовалась при 5 точках, соответствующих технологическим режимам работы данной скважины. Данные исследования заносились в карточку исследования: Таблица
Для достижения установившегося режима работы скважины, нагнетание рабочего агента осуществлялось в течении не менее 2 суток. После этого проводились по 3-5замеров дебит скважины (по жидкости, нефти иводе), из которых вычислялись средние значения дебита, приведенные в графе «Среднесуточный дебит». Соединив полученные точки плавной кривой, получим кривую Q = f(Vo). Далее исследования проводились по методу разработанному АзНИИ ДН. Проводят исследования компрессорной скважины при неизмененном диаметре штуцера (т.е. при неизмененном противодавлении на устье скважины) регулируя отборы жидкости изменением давления подачи рабочего агента. Кривая Q = f(Vo) параболического вида имеет 4 характерныеточки:
Точка 1-находится на некотором удалении от начала координат, т.к. лифт начинает работать не сразу после начала подачи рабочего агента, а спустя некоторое время, пока накопившейся в кольцевом пространстве сжатый газ отдавливает жидкость к башмаку подъемных труб и далее в трубы (в этом проявляется «инертность» в работе газлифтного подъемника). Точка 2 - определяет работу лифта при наименьшем расходе рабочего агента, но еще не при максимальном отборе жидкости. Для определения местоположения этой точки на кривой Q = f(Vo) надо на эту кривую опустить перпендикуляр из начала координат. Точка пересечения их даст точку 2. Точка 3 - точка перегиба кривой Q = f(Vo). Она соответствует максимальному дебиту скважины при данных диаметрах штуцера, подъемных труб и глубине спуска их скважину. Эта точка характерна тем, что дальнейшее увеличение расхода рабочего агента Vo уже приводит не к увеличению дебита скважины, а к его снижению. При этом в струе выбрасываемой жидкости уже ощущается избыток рабочего агента. Точка 4 - если далее продолжить нагнетание рабочего агента в скважину, то можно прийти к такому положению, когда вовсе прекратится поступление жидкости в скважину, и в трубы будет пролетать чистый газ. Этому моменту соответствует точка 4 на кривой Q = f(Vo), когда дебит жидкости равен нулю, а количество подаваемого рабочего агента имеет максимальное значение. Как видно из кривых I и III, максимальное количество жидкости (315 т/сут) и соответствующее ей максимальное количество нефти (13,2 т/сут) получается при нагнетании в скважину 22400 м3/сут рабочего агента. Удельный расход рабочего агента на тонну жидкости при этом составляет 71 m3/t. Из карточки исследования скв.2077 видно, что дальнейшее увеличение подачи агента до 24000-25200 м3/cyт уже не приводит к увеличению дебита жидкости и нефти, а наоборот - к его снижению. 2.2 Выбор типов подземных оборудования газлифтной скважины и типа газокомпрессорного оборудования. В соответствии со всеми расчетами конструкции колонн законченных скважин, выбрали типы подземного оборудования газлифтных скважин на м. Жанажол. На таблице № 2.8. показаны все типы используемого оборудования инструментов. Из-за высокого содержание сероводорода в составе нефти и более глубокого уровня залегания нефти, необходимо предусматреть защиту газлифтного оборудования от интенсивной коррозии. На всех газлифтпых колоннах используется сероводородостойкая и нержавеющая сталь, для рабочей камеры используется сероводородостойкий и антикоррозионный материал, и покрывается сероводородостойкой и антикоррозионной краской или покрывается гальванизированным слоем, для ленты пакера используется сероводородостойкий материал, металлическая часть с антикоррозионной обработкой. НКТ изготавливается из сероводородостойкого и антикоррозийного материала и покрывается антикоррозийным лаком. Таблица Параметры подземных инструментов газлифтной скважины
Техническая наладка и проверка газлифтного клапана. В целях улучшений показателей газлифтного способа эксплуатации на м. Жанажол, усовершенствовали оборудование в камере испытания газлифта, а так же режим проверки и наладки газлифтного клапана. По этому методу уже проводилась наладка газлифтных клапанов на 17 скважинах, которые работают стабильно, удовлетворяют требование объекта, образовали техническую проверку газлифгаого клапана соответствующий к м. Жанажол, Выбор типа газокомпрессорного оборудования Во всем мире на газлифтный способ эксплуатации, применяют два вида компрессора. Возвратнопоступательный компрессор и Центробежный компрессор, широко распростроненный из них Возвратнопоступательный компрессор,центробежный компрессор применяется очень редко. По сравнению с центробежным компрессором , у возвратнопоступательного компрессора есть возможность регулирования подачи, а так же можно достичь высокого одноступенчатого соотношения давление и давление производительности. Кроме этого, производительность возвратнопоступательного компрессора можно регулировать в очень широком диапазоне. Но изменение давления нагнетания газа может серьезно повлиять на объем производительности компрессора. Обычно бывают два вида возвратнопоступательного компрессора: один высокоскоростной компрессор, скорость оборота можно достичь выше 1000 rpm, мощность может достичь выше 3000KW, пуск этого компрессора производится силовым агрегатом (электродвигатель или газовый двигатель). Высокоскоростной Возвратнопоступательный компрессор газлифта обычно устанавливают разборным способом, что делает удобным для перевозки и монтажа. И второй-вид цельнокорпусный компрессор(двигатель и компрессор в одном целом, совместно используют один вал), обычно скорость оборота 300- 450 rpm, мощность 3000 KW. Стоимость целого агрегата довольно высока. По сравнению с центробежным компрессором, возвратнопоступательный компрессор прост в эксплуатации и техническом обслуживании с большим сроком эксплуатации. Центробежный компрессор один из компрессоров с высокоскоростным оборотом, скорость оборота в минуту достигает 1000 оборота, обычно использует для пуска турбогенератор или электродвигатель. По сравнению с возвратнопоступательным компрессором, центробежный компрессор отличается малыми габаритом и легким весом, с малой вибрацией. Если при распределении газоснабжение произошло изменение или перепад давления , эффективность центробежного компрессора может быть очень низким или вообще не работать. Чтобы использовать центробежный компрессор необходимо сохранить давление газоснабжения, температуру, и одинаковое распределение с расчетным положением, не допускается изменение параметров. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||