Технология добычи нефти на нефтегазовом месторождении
Отчет по практике - Разное
Другие отчеты по практике по предмету Разное
ских месторождений применяется именно газлифт.
. Может применяться для большинства видов устройства ствола. На практике, ограничительным фактором является отклонение ствола от вертикали примерно на 70o, так как это предел для большинства канатных работ. Газлифт уменьшает гравитационную составляющую перепада давления. В крутых изгибах ствола газлифт может увеличивать потери давления на трение.
. Может применяться в двуствольных скважинах; скважинах с двумя лифтовыми колоннами в одной колонне обсадных труб. Однако закачка желаемых объемов газа в две лифтовые колонны может быть затруднительна.
. Может применяться в большинстве скважин, от мелких до очень глубоких. Ограничением является давление, под которым можно подавать нагнетаемый газ. Для подачи газа в НКТ на необходимую глубину давление должно быть достаточно высоким.
. Может применяться с трубами малых диаметров и низком дебите и с трубами большого диаметра и высоком дебите. При очень высоком дебите жидкости могут добываться через заколонное пространство/затруб НКТ.
. При наличии достаточного объема газа хорошо подходит для работы в наземных скважинах.
. Хорошо подходит для морских работ по причине ограниченности размеров площадки около устья, в условиях когда один и тот же компрессор (компрессоры) могут использоваться для перекачки поставляемого газа и газлифтного компримирования.
. В отрасли данному методу уделяется много внимания, в результате чего разработано много высококачественного газлифтного оборудования.
. Существуют превосходные газлифтные методики и программы контроля.
. Имеются передовые разработки в области автоматизации газлифта.
. Отрасль получает хорошее нормативное обеспечение со стороны Международной Организации по Стандартизации (ISO), Американского Нефтяного Института (API), нескольких Учебных Организаций, а также нескольких сервисных компаний и компаний по материально-техническому обеспечению промыслов.
Недостатки
Имеются и недостатки:
. Для газлифта необходим источник газа высокого давления, например, газовая скважина высокого давления или компрессор.
. Работа на участках только с одной скважиной может быть экономически невыгодна, поскольку даже для одной скважины необходим источник газа.
. При работе с флюидами высокой вязкости газ может проходить сквозь нефть, не создавая существенного подъемного эффекта.
. По сравнению с насосной системой, такой как балансирный насос или ЭЦН, работающей без вмешательства газа, непрерывный газлифт не может снизить давление коллектора до такого же низкого рабочего давления. Это является недостатком, в особенности на старых, газлифтных месторождениях с водонапорным режимом, где было бы предпочтительно истощать запасы с помощью насоса, вместо чего имеется готовая газлифтная инфраструктура. Тем не менее, если из скважины добывается много газа или песка, то газлифт может дать лучшие показатели, чем насосы.
3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ
.1 Схема УЭЦН
Установка погружного центробежного электронасоса (Рисунок 3.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции погружного центробежного электронасоса соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УЭЦН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Обеспечивают подачу 10 1300 м3/сут и более напором 450 2000 м вод.ст. (до 3000 м). Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УЭЦН составляет 114.7 т/сут, а УШСН-14.1 т/сут.
Рисунок 3.1- Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса.
.2 Винтовые насосы
Винтовые насосы обычно выполняют с одним, двумя, тремя или пятью винтами при этом один винт ведущий, а остальные ведомые. Винты многовинтовых насосов помещают в плотно охватывающий их кожух. Всасывающую и нагнетательную камеры помещают со стороны торцов винтов (Рисунок 3.2).
Рис. 3.2. Устройство винтового насоса: 1 - крышка корпуса; 2 - обойма роторов; 3 - ведомый ротор; 4 - нагнетательный патрубок; 5 - ведущий ротор; 6 - нажимная втулка уплотнителъного сальника; 7 - корпус; 8 - опорная втулка ведущего ротора; 9 - ведомый ротор; 10 - всасывающий патрубок; 11 и 13 - разгрузочные поршни ведомого ротора; 12 -разгрузочный поршень ведущего ротора.
При вращении винтов в раскрывающуюся впадину винтового канала, находящуюся во всасывающей полости, поступает жидкость. При дальнейшем вращении винтов эта впадина замыкается и жидкост