Электронный объект депонирования (реферат) Произведение науки (стр. 5 )

Максимальная рабочая температура окружающей среды до +50оС.

Минимальные сроки бесперебойной работы от 20 000 – 40 000 моторных часов.

Выше приведенные технические параметры могут удовлетворить газлифтному способу на  15 газлифтных скважинах. Однако, для полной уверенности необходимо проведение апробации.

Анализ показателей добычи нефтяных фонтанных и насосно-штанговых скважин месторождения Х-2.

Залежи месторождения состоят из 2 структур - нефтяная оторочка с газовой шапкой. До 2013 года все скважины работали фонтанным способом, а после 2013 года, с падением пластового давления, часть скважин прекратили фонтанирование.

На сегодняшний день действующие скважины месторождения работают двумя способами, внутрискважинным газлифтом (фонтанным) 4 скважины и ШГН8 скважин. Показатели добычи по жидкостии нефти месторождения Х-2, приведены на рис.4.

Рис.4.Сравнение суточных показателей добычи фонтанных и ШГН скважин месторождения  Х-2.

Сравнениедвух способов добычи нефти показывают большее преимущество внутрискважинного газлифта.

На фонтанных скважинах газовый фактор в среднем составляет 104 куб. м на тонну. Это говорито том, что за сутки с каждой скважины в среднем 6 – 7 тыс. куб. мгаза выбрасывается в атмосферу, из-за отсутствиянизконапорных (20 кгс/см2), газосборных сетей поблизости месторождения Х-2.

Рис. 5. Анализ основных показателей добычи месторождения Х-2.

Апробация азотного газлифта на двух газлифтных скважинах нефтегазоконденсатного месторождения Х-3.

Апробация проведена на скважинах №56 и №58 нефтегазоконденсатного месторождения Х-3 с давлением в пласте 112 кгс/см2 и давлениемнагнетания азота
75 кгс/см2, закачиваемого через за трубное пространство. Длительность апробации составляет 3 часа.

Обе скважины до ремонта по переводу сфонтанного на газлифтный способ
не работали. Числились в остановленном фонде скважин.

На скважинах проведены подземные ремонтные работы для ревизии НКТ
и установки по 3 штуки пусковых клапанов в интервалах 1200м, 1300 м, 1500м, размерами отверстий 2мм, 3мм и 4мм. Ранее, до ремонта, проведены исследовательские работыпо определению ВНР(водонефтяной раздел) и уточнение статических уровней жидкостив стволе скважин. По результатам исследования ВНР статический уровень жидкостина скважине №56 в 710м от устья, а на скважине №58 в 1000 м от устья. Вызов притокаиз скважин, после ремонта был произведен с помощью азотной установки, смонтированной на шасси автомашины КАМАЗ.

Производительность компрессора по азоту 160куб. м в минуту, а допустимое  максимальное давление до 250 кгс/см2.

Во время освоения скважины азотом отрицательные факторы не следовали.

После получения притока нефти компрессорная станция работала еще 3 часа ради эксперимента «газлифт с азотом».  В результате объем добытый жидкости за час составил 15 куб. м, расходы азота составлял 9,7 тыс. куб. м в час, а после подключения газа очищенного для газлифта, расходы газа за час составляли 10 тыс. куб. м в час, объемы добытой жидкости одинаковы с азотным газлифтом.

По данным результатам с уверенностью можно сделать вывод о замене газа азотом. Результаты расчета по определению расхода газа  скважины №56 приведены ниже в таблице 3.

Таблица 3. Расчетные показатели по определению расхода газа на газлифт для скважины №56, месторождения Х-3.

№ п/п	Скважина №56 месторождения Х-3
1	Глубина скважины, м	2311	Допускаемый отбор нефти, тонн в сутки	88
2	Диаметр скважины, дюйм	5	Забойное давление, атм	101
3	Пластовое давление, атм	112	Давление у башмака труб, атмосфер	71
4	Коэффициент продуктивности, тонн в сутки *атмосфер	8	Удельный вес смеси у забоя, гр/см3	1
5	Максимально допускаемая депрессия, атм	11	Удельный вес смеси у башмака	0,99
6	Удельный вес нефти	0,9	Удельный вес смеси	1
7	Газовый фактор скважины, куб. м на тонну	30	Длина лифта, м	2011
8	Коэффициент растворимости газа в нефти, куб. м на тонну*атм	1,56	Диаметр лифта, дюйм	2,05
9	Располагаемое рабочее давление, атмосфер	75	Принимаемый стандартный диаметр, дюйм	2,5
10	Давление у устья, на выкидных, атмосфер	1,2	КСИ	0,39
11	Потери напора на движение газа от компрессора до башмака труб, атмосфер	4	Оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины),куб. м на тонну	88
Удельный расход газа с учетомрастворимости, куб. м на тонну	114
Суточный расход газа, тыс. куб. м в сутки	10,1

В скважинах месторождения Х-3 по результатам апробации рекомендуется установка азотных мембранных установок для эффективной добычи нефти.

Описание технологии использования азота для добычи нефти газлифтным способом.

Этот газ не имеет цвета и запаха, он не поддерживает горение и задерживает процессы окисления. Именно поэтому азотная установка, станция — это оборудование, востребованное в самых разных отраслях промышленности.

Получать этот газ из атмосферы можно тремя способами:

Криогенное разделение. Мембранная воздухоразделительная установка, станция по производству азота. Суть ее в том, что проходя по тонким трубкам, воздух разделяется и более мелкие кислородные молекулы просачиваются сквозь стенки, а более крупные молекулы N2 достигают пункта назначения. Короткоцикловая адсорбционная установка: КЦА (КБА). Газы очищаются методом адсорбции при повышенном давлении и регенерации адсорбента при снижении давления. Существенное преимущество этого метода заключается в том, что не требуется подвод тепла.

Иным решением компрессорного типа газлифта при отсутствии попутного газа
на нефтяных месторождениях может быть нагнетание инертного газа (азота), азотной компрессорной станцией.

Бескомпрессорный газлифт – подача газа напрямую из газового месторождения,
где имеется достаточная энергия для нагнетания.

Примером бескомпрессорного типа газлифта является 6 скважин эксплуатируемых газлифтным способом на месторождении Х-1, на которые из соседнего месторождения поступает 80 – 85 тыс. куб. м газа в сутки.

Недостатком бескомпрессорного типа газлифта может служить нехватка газа для нужд потребителей или нехватка давления подачи газа на газлифт. Поэтому решением данной проблемы является технология подачи азота на газлифт при помощи азотных установок.

Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации требуется дополнительные конструкции при обустройстве устья и внутри скважины.

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 колонной и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ё 15 мм.

Азотные установки монтируются в готовых зданиях и помещениях. Исполнение
на раме позволяет значительно снизить расходы по установке, монтажу и подключению оборудования. Чтобы запустить азотную установку необходимо смонтировать её
в специально оборудованном помещении, подключить к линии электропередачи
и трубопроводу, соединяющего установку с потребителем.

Работа азотных мембранных установок производится  следующим образом: сжатый воздухиз компрессора направляется в систему воздухоподготовки, для очистки от механических примесей, капельной влаги и масла. Подготовленный воздух поступает
на электронагреватель для обеспечения его оптимальной температуры в процессе разделения в мембранных модулях. Нагретый до необходимой температуры воздух подаётся в мембранные газоразделительные модули, вырабатывающие из него газообразный азот.

Сжатый воздух, поступающий через входной штуцер каждого мембранного модуля внутрь него, движется дальше внутри полых волокон, частично проникая через них
и обогащаясь кислородом и парами воды. Собираясь в межволоконном пространстве, проникший, обогащённый кислородом воздух, выводится из него через боковой штуцер каждого модуля в атмосферу. Другая, не проникшая часть воздуха, по мере движения внутри волокон обогащается азотом и выводится через выходной штуцер, с другой стороны каждого мембранного модуля в скважину, через за трубное или трубное пространство. Нагнетаемый газообразный азот заполняя за трубное пространство с достаточным давлением начинает образовывать пузырьки в жидкости начиная с поверхности статического уровня до пусковых клапанов. Во время взаимодействия азота с жидкостью, плотность смесив стволе скважины уменьшается и смесь через пусковые клапаны поднимется по внутренней части НКТ, и дальше в сборный пункт. В сборном пункте газожидкостная смесь проходит первую ступень сепарации через сепаратор, а азот, выделяясь из состава смеси, выбрасывается на воздух, так как этот газ не считается вредным для окружающей среды.