Фонтанная арматура газовой скважины. Курсовая работа состоит из введения, основной части, поделенной на пункты и подпункты, заключения, библиографического списка

• Название: Курсовая работа состоит из введения, основной части, поделенной на пункты и подпункты, заключения, библиографического списка
• Анкор: Фонтанная арматура газовой скважины
• Дата: 11.05.2022
• Размер: 0.99 Mb.
• Имя файла: bibliofond_556216.rtf
• Тип: Курсовая; #523524
• страница: 1 из 3

Введение
Актуальность выбранной темы заключается в том, что на практике довольно часто применяется расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Сущностью фонтанного способа эксплуатации является подъем пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии.

Объектом исследования является характеристика и расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Предметом исследования является непосредственно расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Целью настоящей работы является изучение фонтанного способа и расчет эксплуатации газовой скважины данным способом.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

) Выявить сущность фонтанного способа эксплуатации;

) Определить классификацию и основные функции фонтанной арматуры;

) Провести расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом;

) Проанализировать требования к безопасности при фонтанного способе эксплуатации.

Для написания данного курсовой работы были использованы как общенаучные, так и специфические методы исследования синтез, анализ, индукция, дедукция и другие.

Курсовая работа состоит из введения, основной части, поделенной на пункты и подпункты, заключения, библиографического списка.

1. Фонтанный способ эксплуатации газовых скважин
.1 Сущность фонтанного способа эксплуатации газовых скважин

скважина газовый арматура фонтанный

Явление подъема пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии называется фонтанированием скважины, а способ эксплуатации скважин - фонтанным.

Фонтанирование скважин осуществляется либо за счет гидростатического напора пласта, либо за счет газа, выделяющегося из нефти, либо за счет пластового давления на забое при осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды или газа. Совершенно очевидно, что материальные затраты в этих случаях различны, причем небольшие затраты будут в случае применения поддержания пластового давления.

Скважина - это сложное и очень дорогостоящее горнотехническое сооружение, предназначенное для работы в сложных условиях в течение десятков лет. Весь срок жизни эксплуатационной скважины, с известной долей условности, можно поделить на следующие периоды:

- основное строительство (бурение, спуск обсадных колонн, крепление обсадных колонн)

подготовка к эксплуатации (перфорация, конструирование забоя)

эксплуатация

ликвидация

В течение каждого периода на скважине проводиться определённый комплекс работ.

Освоение скважины - это комплекс технологических работ по:

) вызову притока из пласта;

) восстановлению (при необходимости) проницаемости породы прискважинной зоны пласта (ПЗП);

) установлению технологического режима эксплуатации скважины.

Освоение скважины - важный этап при подготовки её к эксплуатации. От вида и качества проведённых работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважины с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в эксплуатационную скважину, длительность работы скважины без осложнений, надёжность функционирования конструкции забоя скважины, надёжность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно указываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием прискважинной зоны. Фильтрационное состояние прискважинной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяются в процессе обычной эксплуатации скважин. Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта). Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфорацией. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колон, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с продуктивной толщей пласта.

В перечень основных работ по подготовки скважины к эксплуатации, вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ:

перфорация скважины и конструирование забоя скважины;

спуск в скважину одной или двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ);

установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и ее обвязка;

вызов притока из пласта с применением, при необходимости, методов воздействия на прискважинную зону;

проведение гидродинамических исследований скважины и установление нормы отбора;

кратковременная пробная эксплуатация скважины;

Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов. По результатам гидродинамических исследований скважин оценивается их продуктивность и гидродинамическое совершенство, а так же устанавливается норма отбора из пласта.

Технологический режим эксплуатации скважины - это дебит, состав продукции, давление температура на устье скважины. В технологический режим так же включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины.
1.2 Классификация и основные функции фонтанной арматуры
Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной обвязки.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры ГОСТ 13846-89 и ГОСТ 13846-84.

Основные функции фонтанной арматуры:

0. 
   герметизация устья скважины;
   
1. 
   управление, контроль и регулирование технологического режима эксплуатации (работы) скважины;
   
2. 
   направление продукции скважины через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа:
   
3. 
   полное закрытие или глушение скважины;
   
4. 
   обеспечение подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ);
   
5. 
   обеспечение спуска в скважину приборов, устройств, оборудования;
   
6. 
   обеспечение закачки в скважину рабочих агентов для воздействия на пласт или призабойную зону пласта и других специальных веществ.
   

Фонтанная арматура (ГОСТ 13846-89) классифицируется:

o по рабочему давлению от 14 до 140 МПа;

o по размерам проходного сечения ствола от 50 до 150 мм;

o по числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных труб на однорядные и двухрядные;

o по типу запорных устройств с задвижками или с кранами:

o по конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки (Приложнние 1).

1) Трубная обвязка предназначена:

0. 
   для подвески колонн насосно-компрессорных труб;
   
1. 
   для герметизации пространства между обсадной эксплуатационной колонной и НКТ (затрубное пространство);
   
2. 
   для промывки и закачки в скважину рабочих агентов и других веществ;
   
3. 
   для контроля давления в затрубном пространстве;
   

Трубную обвязку изготавливают для подвески одного или двух рядов НКТ. Она состоит из крестовины с двумя боковыми отводами и трубной подвески. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются либо на муфте, либо на резьбе

На одном из боковых отводов крестовины трубной обвязки устанавливается манометр для контроля давления в затрубном пространстве.

Если в скважину спускается два ряда НКТ, то на крестовину трубной обвязки устанавливается тройник.

В этом случае внутренний ряд труб крепится к стволовой катушке через переводник, а наружный ряд - к тройнику на патрубке. Возможна установка НКТ и на муфте (внутренний ряд труб на муфтовой подвеске, устанавливаемой в тройнике трубной обвязки, а наружный ряд - в крестовине).

2) Фонтанная елка предназначена:

0. 
   для направления потока продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;
   
1. 
   для регулирования технологического режима эксплуатации скважины;
   
2. 
   для обеспечения спуска в скважину приборов;
   
3. 
   для закрытия скважины;
   
4. 
   для контроля давления на устье (на буфере) скважины.
   

По ГОСТ 13846-89 предусмотрено выполнение шести схем фонтанных елок.

Устанавливается фонтанная елка на верхний фланец трубной обвязки.

Сверху елка заканчивается колпаком (буфером).

В тройниковой конструкции предусматриваются две выкидные линии: верхняя (рабочая) и нижняя (запасная).

В крестовой конструкции имеется два боковых отвода: запасной и рабочий.

Запасные линии открывают только в случае необходимости устранения каких-либо неполадок в работе рабочей линии (смена дросселя, коррозионное разрушение и т.п.).

Схему и число выкидных линий фонтанной елки выбирают в зависимости от характеристики скважины. Чаще всего для фонтанных скважин применяют елки тройникового типа с двумя выкидными линиями. Фонтанные елки с одной выкидной линией обычно применяют для скважин с небольшим устьевым давлением (до 14 МПа) без абразивных частиц в продукции.

2. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом
Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования.

Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.
2.1 Расчет подъемника газовой скважины
Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб v'_r. Основное условие выноса следующее:
v'_r * 1.2v _кp, (2.1)
где v _кp - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

Расчет выноса твердых частиц

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса
Re = v _кpт d_т ρ_г /μ_г (2.2)
или параметром Архимеда
Ar = d³_т ρ_г g(ρ_{т ̶} ρ_г)/μ²_г,(2.3)
где d_T - диаметр твердой частицы, м; ρ_т - плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимают ρ_т = 2400 кг/м³). Выделяют три режима течения:

ламинарный Re ≤ 2 или Аr ≤36; (2.4)

переходный 2 < Re ≤500 или 36<Ar≤ 83 000; (2.5)

турбулентный Re > 500 или Ar > 83000. (2.6)

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

ламинарный режим
v _кpт =d²_т g (ρ_{т ̶} р_г)/(18 μ _г); (2.7)
переходный режим
ν_крт= ; (2.8)
турбулентный режим
v _крт=5,46 , (2.9)

где р_г - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³; μ _г - динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па∙ с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление
р_заб= (2.10)
или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника
d_вн=0,1108 (2.11)
где V_г - дебит газа, тыс. м³ /сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Расчет выноса жидких капель

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины
v _крж =16,47 (45-0,455р_заб)^0,25/ , (2.12)
где р_заб - забойное давление, МПа.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают v'_r = 5-10 м/с.

Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр
d_вн= (2.13)
где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений; z_ср - средний коэффициент сжимаемости газа (при р_ср и Т_ср); Т_ср-средняя температура в скважине, К; V_r - дебит газа, тыс. м³/сут; р_у - давление на устье скважины, Па; s - показатель степени:
s =(0,03415L_с р_г)/(z_срТ_ср) (2.14)

р_ср = (р_у+р_заб)/2 (2.15)

Т_ср = (Т_заб - Т_у)/ln(Т_заб/Т_у) (2.16)
Вычисление (2.13) проводят методом итераций, так как коэффициент гидравлических сопротивлений неизвестен.

Задача 2.1 Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром d_т = 0,002 м, а μ_г = 1,4 ∙ 10^-5 Па∙ с.

Решение. Рассчитываем по (2.3) параметр Архимеда (дано: ρ_г = 1,06 кг/м³; L_c = 2500 м; а = 0,6439 - 10^-4; b = = 2,139 ∙10^-10; р_за6 = 39,03 МПа; V_г = 1,15. 10³ тыс. м³/сут; Т_заб = = 337 К; z_заб ≈0,811)

Аr = (0,002)³ ∙1,06∙9,81 (2400-1,06)/(1,4 - 10^-5)² = 1018183.

Так как Аr = 1018183 > 83000, то режим течения, в соответствии с (2.6), турбулентный, а критическая скорость рассчитывается по (2.9):

v _крт