16-билет
І. Эксплуатация газовых скважин при содержании в газе агрессивных компонентов.
ІІ. Эстакадный метод обустройства морских нефтегазовых месторождений.
ІІІ. Газлифтная установка добычи нефти, виды газлифта, принцип работы.
Эксплуатация газовых скважин при содержании в газе агрессивных компонентов.
В составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются серово¬дород и двуокись углерода. При эксплуатации таких месторождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверх¬ности оборудования от коррозии.
По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации H2S и СО2 в воде. Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по тех¬нологической линии движения газа в системе пласт — скважина — газосборные сети — установки подготовки газа имеют некоторую закономерность:
в насосно-компрессорных трубах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;
- от забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает;
- в фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах
резкого изменения направлений газожидкостного потока (поворотах,
выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном
язвенный характер.
- в горизонтально уложенных трубопроводах максимальные разрушения
наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части
труб скорость коррозии значительно меньше.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
- применяют ингибиторы коррозии;
- используют коррозионно-стойкие стали и сплавы;
- применяют металлические и неметаллические покрытия;
- используют катодную и протекторную защиты.
Применение ингибиторов коррозии — самый распространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.
Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) нейтрализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют высокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и H2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.
Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ин¬гибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов. Подачу ингибиторов в межтрубное пространство осуществляют с помощью ингибиторной установки. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под дейст¬вием собственного веса на забой скважины через межтрубное пространство, откуда восхо¬дящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие ме¬таллы. При переходе на уплотнительные кольца из стали марки 1Х8Н9Т наплавкой электро¬дов из нержавеющей стали на уплотнительные поверхности задвижек фонтанной арматуры увеличился срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.
Протекторная и катодная защита. Схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной H2S и СО2) анод (магний, цинк и другие) раз¬рушается, на катоде (оборудование из стали) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным электродом служит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, насыщенная H2S и СО2.
Эстакадный метод обустройства морских нефтегазовых месторождений.
Эстакадный метод обустройства осуществляется при глубине воды до 35 м. создается сеть магистральных дорог соединяющих отдельные эстакадные площадки, на которых располагается оборудование для бурения, добычи и обработки скважинной продукции. Преимущества эстакадного метода заключается в высокой коммуникабельности, независимости строительно-монтажных, эксплуатационных работ, от капризов моря, т. е. условия очень близкие к условиям суши. В системе обустройства указанных месторождений предусмотрен совместный транспорт нефтегазовой смеси до групповых замерных установок и до сепарации за счет избыточного устьевого давления. При этом действующие автоматизированные технические системы сбора, транспорта и подготовки нефти с законченным технологическим циклом, где происходит деэмульсация нефти; замкнутый транспорт газа в системе газлифтного цикла; резервуарный учет нефти; замер дебита нефти, газа и обводненной продукции скважин. Эстакады делятся на: 1) прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь; 2)открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.
Газлифтная установка добычи нефти, виды газлифта, принцип работы.
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости.
Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом
Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, диаметрами 60 и 73 мм, которые применяют при фонтанной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению рабочего агента различают кольцевую и центральную систему.
Системы газовых подъемников приведены на рис. 1.
В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.
В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.
Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 1. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним рядами труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.
Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы
Современная технология газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъемных труб (рис. 1). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с целью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы скважины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтрубным пространством скважины и подъемными
Рис. 1. Схема газлифта с глубинными клапанами и пакером:
Нст — статический уровень; Нскв — глубина скважины
трубами. принцип действия которых основан на Действии перепада давлений в затрубном пространстве и вподъемных трубах.
Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается в затрубном пространстве и повышается в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и трубах. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.
По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике первый клапан следует устанавливать на возможно большей глубине. Погружение первого клапана под уровень жидкости определяется по максимальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, когда давление будет равно полному пусковому давлению.
Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.
При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют поршневые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности 13 м3/мин.
Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций, осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопроводам высокого давления.
Каждая скважина соединена с газораспределительной батареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.
При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяется нефтяной газ, движение его на промысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная станция — газораспределительная батарея — скважина — сборная сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.
На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный поступает на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.
Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположение глубинных клапанов определяют расчетным путем. В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен боль¬шой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают наибольшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на максимальную глубину — до фильтра. После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.
При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого удельного расхода газа применение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют периодическую эксплуатацию, сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически через определенные промежутки времени по мере накопления в скважине нефти.
Если на каком-либо месторождении или вблизи от него имеются газовые пласты с высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти называется бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и арегатами), наличием источника природного газа высокого давления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.
Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.
При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.
Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого
давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.
Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением.
Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.
Высота подъема - это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы.
Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.
Для оборудования скважин однорядным подъемником целесообразно применять в зависимости от дебита скважины подъемные трубы следующих диаметров:
Дебит, т/сут 20...50 50...70 70...250 250...350 350
Диаметр подъемных труб, мм 48 60 73 89 114