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

 

 

 

Рис. 1.3. Оборудование забоя скважины

Забой:

а - открытый;

Ь - перфорированный;

с, d - оборудованный фильтром;

1 - не закреплённая трубами часть скважины;

2 - простреленные отверстия;

3 - сальник;

4, 6 - фильтр;

5 - цемент;

6 - хвостовик с фильтром;

7 – эксплуатационная колонна.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 2

РАСЧЁТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

 

2.1. Расчёт подъёмника 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 . Основное условие выноса следующее:

где - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

Задача:

Рассчитываем диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы и жидкая фаза:

Дано:
Глубина скважины	=
	=
	=
	=
Коэффициент а	=
Коэффициент b	=
	=
	= 1,19
	=

 

1) Определяем режим течения  параметром Архимеда:

=0,000547/0,000000000256=

=2136718,75

где - диаметр твердой частицы (в м); - плотность твердых частиц, (при расчетах принимают = 2400 кг/м³).

2) Выделяют три  режима течения:

ламинарный     или

переходный     или

турбулентный    или

Так как  то режим турбулентный, значит далее будем рассчитывать по следующей формуле:

 

3) Рассчитываем внутренний диаметр (в м) подъемника

 

 

где  - дебит газа, тыс.

Длина подъемника принимается  равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным. Полученное значение округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Выбираем диаметр подъёмника 45мм

4) Производим  расчет выноса жидких капель.

Необходимо  рассчитать критическую скорость выноса жидких капель с забоя газовой  скважины

 

где забойное давление, МПа.

Иногда при расчете  диаметра подъемника принимают 

5) Рассчитываем диаметр  подъемника, если в продукции  содержится жидкая фаза:

 

 

 

Вывод: Для использования  подъёмника на глубине 2400м. необходимо выбрать его диаметр. Учитывая, что в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее. Так как = 0,0503м а реальные   0,0447<0,0503<0,0687 то значит, диаметр подъёмника оставляем равным 45мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 3

ВЛИЯНИЕ КОРРОЗИЙНО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ НА ОБОРУДОВАНИЕ

 

 

3.1. Влияние коррозионно-активных компонентов на оборудование газовых скважин

 

 

 

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты:

сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования, промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры.  Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их сульфидное растрескивание и наводораживание, в результате чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТом нагрузок. С учетом этого, применяют обсадные трубы в антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95). Которые повышают герметичность резьбовых соединений, предусматривают «запас» толщины стенок труб, повышают качество цементирования (коррозионно-стойкие тампонажные материалы, подъем цементного раствора до устья), исключают элементы оборудования, работающие при нагрузках, близких к предельным, а также защищают эксплуатационную колонну от прямого длительного влияния агрессивной среды.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважин от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для повышения герметичности, облегчения свинчивания и развинчивания резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб применяют резьбовые смазки Р-402 и Р-2.

Из-за высокой стоимости смазку Р-402 целесообразно применять только в арктических районах и при разработке месторождений, где температура в скважине 100-200 X. В остальных случаях выгоднее использовать смазку Р-2. Благодаря хорошей морозостойкости ее легко наносить на резьбу зимой (до

-30 °С). При нагревании перед употреблением нельзя допускать расплавления смазки. Смазка Р-2 водостойка, обеспечивает герметичность в стыках труб при давлении до 70МПа, предотвращает повреждение резьбы при периодическом подъеме и демонтаже насосно-компрессорных труб в период ремонта скважин (через 0,5—1,5 года). Смазка Р-2 сохраняет эксплуатационные свойства в течение всего срока службы скважины (20-30 лет) и работоспособна при температурах от -30 до +50°С.

Фонтанную арматуру для обвязки устья выбирают в зависимости от содержания Н_;5 и С0₂ в продукции.

Строительство и эксплуатация скважин могут осложняться в районах Крайнего Севера, где распространяются многолетнемерзлые породы. Растопление мерзлотных пород, содержащих большое количество льда, сопровождается уменьшением занимаемого породой пристволовой зоны объема за счет таяния льда. Уменьшаются силы сцепления пород с цементным камнем, происходит перераспределение нагрузок по колонне. В результате произойдет укорочение колонны, и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится. Такое смещение может достигать 0,5 м. Создаются условия для потери герметичности колонн и возникновения, связанных с этим осложнений. Последующее промерзание пород может сопровождаться смятием обсадных труб. Для предупреждения этого башмак кондуктора устанавливают на 100—200 м ниже уровня вечной мерзлоты, цементируют кондуктор до устья. Межколонные пространства над цементным камнем заполняют незамерзающей жидкостью. В состав кондуктора включают несколько телескопических (скользящих) соединений, в результате чего внутренняя обсадная колонна остается в первоначальном положении. Могут  использоваться также различные методы теплоизоляции.

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

При раскрытии  своей курсовой работы я сделал вывод, что существует несколько методик выбора оборудования:

1) Оборудование устья

2) Оборудование  забоя. 

3) Подземного  оборудования.

 

В своей работе я рассчитывал  диаметр подъёмника при определённых параметрах скважины. Согласно этим расчётам в продукции скважины имелись твердые и жидкие частицы, которые коррозийно влияют на оборудование. Поэтому из полученных двух значений диаметра, я выбрал наименьшее.

Для защиты от коррозии применяют:

1. Обсадные трубы в антикоррозионном исполнении.
2. Разобщители (пакеры).
3. Ингибированную жидкость.
4. Ингибитор коррозии.

 

А так же для повышения герметичности, облегчения свинчивания и развинчивания резьбовых соединений, применяют различные смазки.

 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ

1. Покрепин Б.В.  Способы эксплуатации нефтяных  и газовых скважин. – В., Ин-фолио, 2008.

2. Ивановский  В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов  В.С., Пекин С.С. Оборудование для  добычи нефти и газа. – М., Нефть  и газ, 2002.

3. Мищенко И.Т.  Расчёты при добыче нефти и  газа. – М., Нефть и газ, 2008.

4. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. – М., Недра, 1986.

5. Электронная  книга: Разработка газовых месторождений.

6. Электронная  книга: Добыча газа.

7. Электронная  книга: Теория и опыт добычи  газа.

8. Электронная  книга: Основы технологии добычи газа.

9. Электронная  книга: Разработка и эксплуатация  газовых и газоконденсатных месторождений.

10. Электронная  книга: Подготовка и переподготовка  углеводородных газов и конденсата.

11. Электронная  книга: Определение физических  свойств газа, воды и нефти.

12. Электронная  книга: Разработка месторождений  природных скважин.

13. Электронная  книга: Скважинная добыча нефти  и газа.

14. Сидоров Н.А.  Бурение и эксплуатация нефтяных  и газовых скважин– М., Недра, 1982.

 

15. Муравьёв  В.М. Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин. – М., Недра, 1975.

16. Инструкция  по расчёту обсадных колонн  для нефтяных и газовых скважин.  – К., ВНИИТнефть, 1976.

17. Никишенко  С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование  – В., Ин-фолио, 2008.

18. Вадецкий  Ю.В. Бурение нефтяных и газовых  скважин. – М., Недра, 1993.

19. Акульшин  А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко  В.М. – М., Недра, 1989.

20. Абдуллин  Ф.С. Добыча нефти и газа. –  М., Недра, 1983.