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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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, 2011г.

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

1.1 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

1.2 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.

1.3 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.

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.

подъёмник газовый скважина коррозионный

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.

Размещено на Allbest.ru