Выбор устьевого оборудования при эксплуатации скважин механическим способом. Курсовая работа Торопов. Курсовой проект по мдк. 01. 01 Технология бурения нефтяных и газовых скважин
 Скачать 433.27 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по МДК.01.01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» на тему: «Выбор устьевого оборудования при эксплуатации скважин механическим способом на Харьягинском нефтяном месторождении» Выполнил: ст-т гр. БС – 401 Торопов В. Проверил: Хороших А.А. Астрахань 2023
Введение В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов. Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный. При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана. При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы. Характеристика района работ Харьягинское нефтяное месторождение расположено за Полярным кругом на территории Ненецкого автономного округа в 165 км к юго-востоку от Нарьян-Мара и в 140 км к северу от Усинска. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Месторождение открыто 21 мая 1970 года нефтегазоразведочной экспедицией глубокого бурения № 4 Ухтинского территориального геологического управления. При испытании опорной скважины № 1 были получены промышленные притоки нефти из среднедевонских терригенных и верхнедевонских рифогенных отложений. В 1977 году началась геологическая разведка. В 1984 году извлекаемые запасы в объеме 158 млн тонн нефти защищены в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых СССР. В 1988 году объединение «Коминефть» начало добычу малосернистой нефти из терригенных коллекторов Объектов 1, 4, 5 и 6 Харьягинского месторождения. Сейчас это территория производственной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Объекты 2 и 3 вошли в Харьягинское СРП. 1 января 2010 года в состав участников Харьягинского СРП с долей 20 % вошла российская государственная компания «Зарубежнефть». 1 августа 2016 года было подписано Дополнение № 3 к Соглашению, по условиям которого «Тоталь Разведка Разработка Россия» передала 20 % своей доли участия и функции оператора проекта «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» — дочернему обществу «Зарубежнефть». 17 июля 2018 года состоялось подписание Дополнения № 5 о продлении срока действия Соглашения на 13 лет — до 31 декабря 2031 года. Балансовые запасы нефти – 160,4 млн. т. В разрезе Харьягинского месторождения нефтяные залежи выявлены в терригенных отложениях -пласты среднего и верхнего девона (1-й Объект разработки), верхней перми и нижнего триаса (4-й, 5-й, 6-й Объекты); и в карбонатных — пласты нижней перми (3-й Объект) и верхнего девона (2-й Объект). Объекты 2 и 3 содержат в составе попутного газа сероводород в опасной для жизни концентрации. Кроме того, нефть здесь предельно насыщена парафинами и застывает уже при температуре +29 °С, поэтому для транспортировки ее нужно предварительно подогревать. Основной объект разработки Харьягинского СРП на месторождении — Объект 2. Он представлен органогенными карбонатными породами фаменского яруса девонской системы (D3fm) и имеет прибрежно-морские условия осадконакопления. 370 млн лет назад на этой территории находилось теплое море, в котором на определенном отдалении от берега поселилась и росла рифовая колония морских организмов. Наиболее возвышенная ее часть со временем в результате понижения уровня моря вышла на поверхность и образовала барьерный остров, который отделил глубоководную часть моря от прибрежной мелководной лагуны. Карбонатные породы при взаимодействии с пресной дождевой водой выщелачиваются и образуют полости различных размеров (каверны и карст). Уровень моря постепенно поднимался, и рифовые постройки были перекрыты другими отложениями. Сегодня они залегают почти на трехкилометровой глубине, где и вскрываются скважинами. Именно к зоне барьерного рифа с высокой степенью карстификации относятся самые высокопродуктивные скважины «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Такие типы коллекторов в геологии называются трещинно-каверновые. Другая часть Объекта 2 образовалась в результате разрушения барьерного острова и последующего переноса и отложения продуктов разрушения в направлении лагуны. В результате сформировалась забарьерная зона (отмель), которая тянется вдоль барьерного острова. Способность ее коллекторов содержать в себе нефть связана с пустотами (порами) между зерен. Данный тип коллекторов называется поровым или гранулярным. Объект 3 характеризуется отложениями нижней перми, представленными карбонатными (ассель-сакмарский ярус), а также глинисто-карбонатными и терригенными осадками (артинский ярус). Эти отложения появились в результате разрушения биогермных построек, образовавшихся на месте палеподнятий в условиях мелководно-морской обстановки, с последующим накоплением регрессивных глинисто-карбонатных и терригенных осадков. В настоящее время на Южно-Харьягинском месторождении производится бурение как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин. 2. Механизированные способы эксплуатации скважины Механизированные способы – это способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии. Существуют две разновидности механизированного способа эксплуатации — компрессорный и насосный. При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, в которых в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого метода — необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов. Газлифтный метод применяется на месторождениях Западной Сибири, Туркмении, Западного Казахстана. При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы. Для подъема нефти штанговыми насосами в скважину опускают трубы, внутри которых находятся цилиндр и всасывающий клапан 1. В цилиндре перемещается вверх и вниз плунжер с нагнетательным клапаном 2. При движении плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт, так как на него давит жидкость, находящаяся в насосных трубах, а всасывающий клапан открыт. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан закрывается, а верхний нагнетательный клапан открывается. Жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Постепенно поднимаясь, нефть выходит на поверхность. Возвратно-поступательное движение передается плунжеру от балансира 6 станка-качалки, с которым плунжер соединен системой стальных насосных штанг. Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200—400 м достигает 500 м3/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м3/сут. Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены в нашей стране установки с центробежными электронасосами. Установка с погружным электронасосом состоит из погружного электродвигателя, многоступенчатого насоса и кабельной линии, опускаемых с помощью насосных труб в скважину. На земле устанавливают станцию управления и трансформатор. 2.1. Газлифтный способ эксплуатации скважин 2.1.1. Принцип действия газлифта Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем. Применяют газлифты однорядные и двухрядные. В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента — газа. Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком. Достоинства газлифтного метода: - отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка); - расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт); - обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 м3/сут); - возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин. Недостатки газлифтного метода: - большие капитальные затраты; - низкий КПД; - повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников; - быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен. 2.1.2 Оборудования газлифтных скважин Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи. Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках — от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках — для наружного ряда труб 73,89 и 114 мм, а для внутреннего — 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12,15 мм. 2.2. Насосный способ эксплуатации скважин При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др). 2.2.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0.1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С. Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16.3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200-3400 м. ШСНУ включает: - Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. - Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка (Рисунок 1.4) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Штанговые скважинные насосы По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (Рисунок 2.2.2, 2.2.3). |