Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

В ГРБ смонтированы контрольно-измерительные и регулирующие приборы. Такие приборы позволяют централизованно производить регулировку работы скважины, замеры расходов газа по отдельным скважинам. В случае недостаточной подачи газа можно произвести  в  перерасход распределение расхода по отдельным скважинам. Давления у устья скважин будут несколько меньше значения давления в ГРБ. В среднем при движении газа по трубам на расстояние в один километр падение давления составляет примерно 0,5 кг с/см2. Когда проводится исследование газлифтных скважин, то необходимо замерять давление устья скважины.

Если из КС подается сжатый воздух, то в этом случае распределение воздуха осуществляется в воздухораспределительной будке (ВРБ). Оборудование ВРБ аналогично оборудованию ГРБ. Скопление газа (утечек) в помещении КС, ГРБ не только оказывает отравляющее действие на организм человека, но может привести к образованию гремучей (взрывчатой) смеси.

1.7.5 Газлифтная компрессорная станция Жанажольского газоперерабатывающего завода

 

Производительность установки - 850000нм3 в сутки газа с давлением на приеме 2,5-3,8МПа и 11,0-11,5МПа на нагнетании компрессоров предназначена для газлифтной добычи нефти на месторождении Жанажол.

Газлифтная компрессорная станция состоит из 4-х газомотокомпрессоров типа ГКНА 2/40-150, предназначенных для сжатия и перекачивания природных и нефтяных газов в системе магистральных газопроводов.

Проектная производительность компрессорной станции по приему газа - 280500000нм3/год.

Описание технологической схемы газлифтной компрессорной станции:

Компрессорная станция ЖГПЗ состоит из следующих основных узлов:

• четырех двухступенчатых газомотор-компрессоров ГКНАМ 2/40-150;
• приемного сепаратора;
• маслоотделителей 1 и 11 ступеней;
• сепараторов 1 и 11 ступеней;
• аппаратов воздушного охлаждения и системы технологических трубопроводов, арматуры, приборов КИПиА;
• сборника  для пускового воздуха;
• продувочных емкостей для масла и конденсата;
• дренажных емкостей для масла и конденсата.

Схема газлифтной компрессорной станции на месторождении Жанажол приведена ниже (схема №1)

Схема №1 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                   

                                                Сепаратор С-1301

                                   Газомотокомпрессор ГК-1301/1-2

                          1ступень                                            2 ступень

                 Т=85С,Тохл=45С                              Т=93-95С,Тохл=70С

           

                        Р=61,1 атм                                            Р=115атм

                                             10 ГКНАМ 2/40-150

          10-ти цилиндровый     двигатель двухтактный V=образный

                  СППК Рр=88атм                             СППК Рр=132атм

                      2 клапана                                              2 клапана                    Факел

 

         

   БГРА-2       Блочная установка для газлифтной эксплуатации

                       «Газлифт» 7177.00.007.000 на 8 линий

                                                                      Скважина                       свеча

                         Бр-2.5                                                                      продувочная            

        Насос НД-16/400

                      

 

 

 

 

 

 

 

8. Расчет по переводу фонтанной скважины №645 на газлифтный способ добычи

Технологические расчеты, выбор способа эксплуатации, подбор оборудования возможны лишь при наличии исходных данных, к которым относятся:

• конструкция (глубина, диаметр, интервал перфорации, вертикальность, смещение забоя);
• эксплуатационные горизонты по промысловой классификации и их механическая характеристика;
• планируемые дебиты жидкости и критерии их ограничения;
• пластовое давление;
• коэффициент продуктивности скважины (индикаторная диаграмма).

     К сведениям о физико-химических свойствах продукции скважин относятся:

• состав нефти, плотность ее в пластовых условиях и дегазированной, вязкость в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент, давление насыщения газом, межфазное напряжение;
• состав газа, плотность его в пластовых условиях и поверхностных (при стандартных условиях), газовый фактор, количество растворенного газа;
• обводненность продукции, плотность воды, ее вязкость, объемный коэффициент, содержание солей и коррозирующая способность.

В отдельных случаях требуются сведения о содержании в жидкости и основных свойств парафина, механических примесей, температура застывания нефти и другое.

1.8.1 Исходные данные для расчетов

 

Глубина скважины      Нскв=2950м

Пластовое давление      Рпл=25,5МПа

Забойное давление      Рзаб=23МПа

Давление насыщения  Рнас=23,2МПа

Устьевое давление      Ру=1МПа

Плотность нефти дегазированной    ρнд=828,8кг/м3

Плотность пластовой нефти                                           pн пл=720 кг/м

Относительная плотность газа                                        рго=1,204 кг/м

Диаметр эксплуатационной колонны   Dэк=0,168м

Вязкость нефти дегазированной    μнд=4,95МПа с

Вязкость пластовой нефти     μн пл=0,34МПа с

Газовый фактор Г=243м3/т

Пластовая температура Тпл=2530К

 

2. Расчет минимального забойного давления фонтанирования

 

Определим коэффициент растворимости:

α=Г* ρнд /1000(Рнас -0,1)1000000       (1)

α=243*828,8/1000(23,2-0,1)1000000=8,719 МПа-1

Так как забойное давление уже меньше давления насыщения, поэтому эффективный газовый фактор определяется по следующей формуле:

Гэф=((Г-1000Ру*α/ ρнд )(1-nв/100))/2  (2)

Гэф=(243-1000*1000000*8,719*0,000001/828,8)/2*0,98=113,915м3/т

Продукция скважин обводнена. Определим среднюю плотность нефти:

ρн=( ρнд + ρн пл)/2                  (3)

ρн =(828,8+720)/2=774,4кг/м3

Для приближенного учета относительного движения воды в нефти при определенной плотности жидкости используем массовую обводненность продукции.

ρж= ρн* (1-nв/100)+ ρв*nв/100     (4)

ρж=774,4*(1-2/100)+1060*2/100=780,1кг/м3

Находим максимальную длину газожидкостного подъемника по формуле (5) при котором еще возможно фонтанирование скважины:

Нmax=0,5(h+√h*h+10.31* Гэф √d*h*ℓg(Рнас/Ру))   (5)

Где h=(Рнас-Ру)/( ρж*g)

 

h=(23200000-1000000)/(780,1*9,81)=2671м

Нmax=0,5(2671,78+√2671,78*2671,78+10,31*113,97*√62+2671*ℓg23,2)=2923м

Минимальное забойное давление найдем по формуле (6):

Рзаб min=Рнас+(L-H) ρж*g                (6)

Рзаб min= 23,2+(2950-2923)*726,8*9,81=23,39МПа

Где    ρж= ρн пл*(1-nв/100)+ ρв * nв/100

ρж =720(1-2/100)+1060*2/100=726,8кг/м3

Итак, в данных условиях эта скважина прекратит фонтанирование при снижении забойного давления до 23,39МПа.

Так как на данный момент забойное давление (Рзаб=23МПа) меньше минимального забойного давления фонтанирования (Рзаб=23,39МПа), скважину нужно переводить на механизированный способ эксплуатации (газлифт).

Газлифтный способ эксплуатации имеет ряд положительных особенностей:

• возможность отбора большего количества жидкости независимо от глубины и диаметра эксплуатационной колонны;
• легкое и плавное регулирование дебита скважины в больших диапазонах при изменении количества подаваемого рабочего агента;
• размещение оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;
• отсутствие влияния высоких температур в скважине;
• значительное снижение стоимости подземного ремонта скважин и т.п.

 

 

 

 

 

1.8.3 Выбор диаметра подъемных труб

Для максимального отбора жидкости необходимо создать меньшее давление на забое. Поэтому глубина спуска подъемных труб должна быть максимальной, то есть

L=H-(20-30),м

Где H - расстояние до верхних отверстий фильтра, м

L=2923-30=2897м

Не рекомендуется спускать подъемные трубы до верхних отверстий фильтра или ниже их, так как газ, нагнетаемый в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами, будет препятствовать нормальному притоку жидкости в скважину./4/

Для расчета диаметра подъемных труб, будем исходить из того, что подъемник в этот период должен работать на оптимальном режиме, так как в конце фонтанирования количество поступающей в забой пластовой энергии будет минимальным, тогда:

dк=400(ρж*Н/(Рзаб-Ру))1/2*(QH/ρж *g*H- Рзаб+Ру )1/3 (7)

 

dк=400(780,1*2950/(23-1)1000000)1/2*(50*2950/780,1*9,81*2950-(23-1)1000000)1/3=82,1мм

3. Расчет пускового давления газлифтной скважины

 

Пусковое давление найдем из обобщенной формулы пускового давления:

Рп=(1+α*fг/fж)*ρж*g*h*cosαс                      (8)

Где: α- коэффициент поглощения;

fг- площадь движения газа в скважине;

fж- площадь движения жидкости в скважине;

αс- угол отклонения оси скважины от вертикали;

ρж-средняя плотность жидкости;

g- ускорение свободного падения;

h- статический уровень.

Рассчитаем площади кольцевого и трубного пространства:

fкольц=π*D2/4- π*d2/4=3,14*16,82/4-3,14*8,212/4=292,68см2

fтр= π*d2/4=3,14*8,212/4=52,91см2

Статический уровень найдем через относительное погружение колонны подъемных труб при оптимальном режиме:

ξ=h/L=0,6

Откуда     h=L*0,6=2897*0,6=1738,2м

Найдем пусковое давление при нагнетании газа в кольцевое пространство при α=1

Рпуск=(1+α*fкольц/fтр)*ρж*g*h*cosαс

Рпуск=(1+292,68/52,91)*780,1*9,81*1738,2*1=86,88МПа

Рпуск=(1+52,91/292,68)*780,1*9,81*1738,2*1=15,71МПа

Из произведенных расчетов видно, что пусковое давление при нагнетании газа в подъемные трубы гораздо меньше, чем при нагнетании в кольцевое пространство. Отсюда можно сделать вывод, что пуск скважины в эксплуатацию нужно осуществлять путем нагнетания газа в подъемные трубы.

С целью защиты эксплуатационной колонны от коррозии нужно, после удаления из скважины части жидкости, переключить с центральной системы на кольцевую, то есть начать нагнетать газ в кольцевое пространство, при этом газонефтяная смесь будет выходить через подъемные трубы.

 

 

 

 

 

 

 

2 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1 Организационная характеристика НГДУ «Октябрьскнефть»

 

  Нефтегазодобывающее управление «Октябрьскнефть» возглавляет начальник (схема 3.1). Он организует и направляет производственно-хозяйственную деятельность предприятия, несет полную ответственность за выполнение планов по добыче нефти и газа в соответствии с утвержденными технико-экономическими показателями. Начальник управления обеспечивает своевременную и правильную постановку перед коллективом важнейших задач на планируемый период и определение путем их решения, подбор и рациональную расстановку кадров, утверждает техпромфин план предприятия, сметно-финансовые расчеты, структуру и штаты подразделений и цехов, изменяет их при необходимости.

  Первым заместителем начальника НГДУ является главный инженер. Он осуществляет техническое руководство производством, несет ответственность за эффективное внедрение движений науки и технике, развертывание движения по экономии материально-технических ресурсов, работы по рационализации и изобретательству, организует разработку перспективных планов внедрения новой техники и технологии.