Выбор оборудования и влияние коррозийно-активных компонентов на оборудование газовых скважин

Министерство образования Республики Коми

Государственное образовательное учреждение

среднего  профессионального образования

«Усинский политехнический техникум»

 

 

 

 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

Дисциплина: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Тема: «Выбор оборудования и влияние коррозийно-активных компонентов на оборудование газовых скважин»

 

 

           Морозов Евгений Александрович

Специальность:130503

 «Разработка  и эксплуатация      нефтяных  и газовых месторождений»

Курс III, группа РН-03

Форма обучения: очная

Руководитель:

Писаревская Светлана Викторовна

 

 

Усинск, 2011

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ                                                                                                            2

ВВЕДЕНИЕ                                                                                                                  3

ГЛАВА 1 ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ  СКВАЖИН                                            4

1. Оборудование устья газовых скважин                                                            4
2. Подземное оборудование газовых скважин                                                  6
3. Оборудование забоя газовых скважин                                                           9

ГЛАВА 2 РАСЧЁТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН                     13

2.1. Расчёт подъёмника газовой скважины                                                             13

ГЛАВА 3 ВЛИЯНИЕ  КОРРОЗИЙНО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ОБОРУДОВАНИЕ                                                                                                     17

3.1. Влияние коррозионно-активных компонентов на оборудование газовых скважин                                                                                                                     17

ЗАКЛЮЧЕНИЕ                                                                                                        20

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ                                                                                       21

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

В данной курсовой работе рассмотрен выбор оборудования газовых скважин, расчёты для  выбора оборудования и влияние коррозионно-активных компонентов на это оборудование.

Цель работы: выявить оборудование, которое меньше всего поддаётся влиянию коррозийно-активных компонентов.

Задачи:

Произвести расчёты выбора оборудования.

Актуальность выбранной темы заключается в том, что, согласно пластовым  параметрам при газовой эксплуатации из ряда предложенного оборудования необходимо выбрать такое, которое меньше всего будет поддаваться коррозийному влиянию.

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 1

ОБОРУДОВАНИЯ  ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

1. Оборудование устья газовых скважин

 

 

Оборудование  устья газовой скважины предназначено  для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления, мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надёжности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды. Условиям надёжности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудования её ствола и забоя. 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.

Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:

1) колонной головки;

2) трубной головки;

3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой. 

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную ёлку крестового или тройникового типа.

Фонтанная ёлка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины,

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестового типа - крестовина, а тройниковой ёлки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель, который предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны и, следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

 

 

 

Рис. 1.1. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой регулирующий штуцер;

2 - автоматический отсекатель;

3 - стволовая пневматическая задвижка;

4 - трубная головка.

 

 

 

2. Подземное оборудование газовых скважин

 

 

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 другие.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование:

1) разобщитель (пакер);

2) колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

3) ниппель;

4) циркуляционный клапан;

5) ингибиторный клапан;

6) устройство  
для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переходник и замок;

7) аварийный, срезной клапан;

8) разъединитель колонны НКТ;

9) хвостовик.

Разобщитель (пакер) - предназначен для постоянного разъединения пласта и трубного пространства скважины, с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ, от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н₂5, С0₂, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Фонтанные трубы изготавливают из высококачественной стали, цельнотянутыми длиной 5-7м с внутренним диаметром 33, 60,63, 89 и 102мм. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими агентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа. Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов:

1) разобщителя (пакера);

2) собственно клапана-отсекателя.

К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования:

1) безотказность в работе; 
2) надежность разобщения пласта от трубного пространства;

3) возможность установки на любой заданной глубине;

4) малое время для соединения с колонной НКТ;

5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость;

6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным 
устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

Рис.1.2. Схема подземного оборудования газовой скважины

 

1 - эксплуатационный пакер;

2 - циркуляционный пакер;

3 - ниппель;

4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном;

5 - разобщитель колонны НКТ;

6 - ингибиторный клапан;

7 - аварийный срезной клапан;

8 - НКТ;

9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования;

10. – хвостовик.

 

 

3. . Оборудование забоя газовых скважин

 

 

 

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:

1) литологического состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор:

2) механической прочности пород;

3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

4) наличия газо -, нефте - и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефте - и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой. В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и колонну цементируют до устья. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя в фильтровую часть пласта спускается хвостовик.

Когда газонасыщенный пласт представлен слабо сцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте – и водонасьнщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов и рыхлые породы призабойной зоны укрепляются вяжущими веществами. Наибольшее распространение получают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в который намечается намывка гравия, например от 146 до 256 мм.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ - органических полимерных материалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют:

1) органические смолы;

2) пластмассы;

3) специальные составы типа «перматрол».

В качестве органических смол применяются эпоксидная, фенолформальдегидная, орбамидная (крепитель М), смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или есть чередование газо -, нефте - и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, то иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того 
или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в неё можно спускать фильтры, собранные на поверхности.