|
|
|
|
 Far |
| WinNavigator |
| Frigate |
| Norton
Commander |
| WinNC |
| Dos
Navigator |
| Servant
Salamander |
| Turbo
Browser |
|
|
| Winamp,
Skins, Plugins |
| Необходимые
Утилиты |
| Текстовые
редакторы |
| Юмор |
|
|
|
File managers and best utilites |
Газлифтный способ добычи нефти. Методы удаления нос при газлифтной способе добычи нефти реферат
Газлифтный способ добычи нефти - Курсовой проект
Курсовая работа на тему:
“Газлифтный способ добычи нефти”
Содержание
Введение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
1. Газлифтный способ добычи нефти
2. Ограничение притока пластовых вод
3. Предупреждение образования НОС
4. Методы удаления НОС
5. Снижение пускового давления
6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин
7. Обслуживание газлифтных скважин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Ведение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
- Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах луатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
- Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.
- Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
- Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
- Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
- Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
- Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
- Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
- Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ ксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 4060 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
1. Газлифтный способ добычи нефти
При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.
Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.
Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:
возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;
простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;
эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;
эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;
возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;
полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;
большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;
возможность
www.studsell.com
Газлифтный способ добычи нефти
Курсовая работа на тему:
“Газлифтный способ добычи нефти”
Содержание
Введение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
1. Газлифтный способ добычи нефти
2. Ограничение притока пластовых вод
3. Предупреждение образования НОС
4. Методы удаления НОС
5. Снижение пускового давления
6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин
7. Обслуживание газлифтных скважин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Ведение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
1.Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах луатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2.Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.
3.Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
4.Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
5.Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
6.Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
1.Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
2.Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
3.Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ ксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
1. Газлифтный способ добычи нефти
При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.
Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.
Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:
возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;
простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;
эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;
эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;
возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;
полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;
большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;
возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;
простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;
простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.
Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.
Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1).
Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,
Рис. 1. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса
В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:
измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;
измерение и контроль перепада давления;
управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;
расчет рабочего газа;
измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.
В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.
Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.
Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.
В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов
однорядный подъемник кольцевой и центральной систем
двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем
полуторарядный лифт обычно кольцевой системы
Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геологических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.
По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.
Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее рациональна система, при которой сжатый газ отбирается из скважин, оборудованных для добычи газа и осуществления внутрискважи Внутрискважинный газлифт - наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.
Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30—40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 %
2. Ограничение притока пластовых вод
Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений и увеличению нефтеотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно - вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов.
mirznanii.com
4. Методы удаления НОС. Газлифтный способ добычи нефти
Похожие главы из других работ:
Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"
3.1 Методы удаления комплексных осадков
В промысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений комплексных осадков из скважин, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения...
Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта
2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков
Образование отложений неорганических солей на глубиннонасосном оборудовании скважин в НГДУ " Чекмагушнефть" впервые было обнаружено в 1965 году скв.94 Манчаровского месторождении...
Вещественный состав и строение земной коры
4. Методы исследований
Наиболее глубокие буровые скважины проникают в толщу Землю пока не более чем на 7-12 км. Шахты лишь в единичных случаях достигают глубин порядка 2 км. Таким образом...
Геология и полезные ископаемые Арктического шельфа России
Геофизические методы
В настоящее время в акваториях широко применяются следующие наиболее технически обеспеченные геофизические методы: сейсмические исследования методом отраженных волн (MOB) и глубинным сейсмическим зондированием (ГСЗ) в комплексе с методом...
Геоэкологическое состояние природных компонентов Кореневского района
2.1.4 Методы биоиндикации
Биоиндикация - оценка качества среды обитания и ее отдельных характеристик по состоянию ее биоты в природных условиях. Для учета изменения среды под действием антропогенного фактора составляются списки индикаторных организмов...
Гидрогеологические исследования при обосновании добычи полезных ископаемых геотехнологическими методами
2. Геотехнологические методы
Сущность геотехнологических методов заключается в переводе полезного ископаемого в подвижное состояние. Эти методы имеют следующие особенности: 1. Разработка месторождений ведется через скважины 2...
Гидромеханический расчет скважин
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ УДАЛЕНИЯ СКВАЖИН ДРУГ ОТ ДРУГА
...
Извержения вулканов
2.2 Методы прогнозирования
В вулканологии используются следующие методы прогнозирования: экспертные оценки, «метод Дельфи», метод математического моделирования, линейное программирование, экстраполяция, построение сценариев; прогнозные графы; и др...
Методы геофизического исследования скважин при поиске и разведке угольных месторождений
2.1 Методы электрометрии
Классическим электромагнитным методом является электрический каротаж методом КС кажущихся сопротивлений. Исследования выполняются с использованием искусственно созданного поля...
Оперативные электромагнитные предвестники землетрясений
2.1 Аппаратура и методы
Для регистрации ОНЧ излучения использован приемник ОНЧ, который представляет собой измеритель числа импульсов с амплитудой выше заданного порога дискриминации...
Определение параметров гидромониторного размыва разрабатываемого карьера
4.3 ОБЪЕМ НЕДОМЫВА И СПОСОБ ЕГО УДАЛЕНИЯ
Недомыв породы в забое убирается через две передвижки гидромонитора. Тогда объем недомыва на две передвижки гидромонитора составит: V=K*2*S*A*H, м где К = 0,15м - коэффициент недомыва V = 0.15*2.43.9*50*11=5926...
Применение концепций, основанных на использовании скоростей распространения сейсмических волн
3.3 Измерения, основанные на приращении времени пробега с ростом удаления
А) Метод Х2-Т2. Время пробега отраженной энергии зависит не тоько от глубины отражения и скорости в породах вые отражающей границы, но и от удаления преемника от источника...
Ремонт рабочего колеса центробежного насоса
6.2 Методы испытаний
Детали и сборочные единицы насоса, подвергавшиеся исправлению дефектов способом заварки, должны пройти гидравлические испытания в течение 10 минут на прочность и герметичность в соответствии с ГОСТ 22161-75 давлением, превышающим пробное на 20%...
Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения
2.2 Способы удаления песчаных пробок
Промывка скважин и удаление песчаных пробок...
Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения
2.4 Специальный вопрос «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»
Песчаные пробки удаляют чисткой ствола желонкой или промывкой скважины. Чистка скважины - длительный и трудоемкий процесс, вызывающий к тому же сильный износ оборудования скважины...
geol.bobrodobro.ru
|
|
..:::Счетчики:::.. |
|
|
|
|
|
|
|
|