Архив метки: газ

Газлифтная установка ЛН

5.1. Газлифтная установка ЛН

Газлифтная установка ЛН (рис. 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда — нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

Рис. 38. Газлифтная установка ЛН:

1 – фонтанная арматура; 2 – скважинная камера; 3 ‑ колонна насосно‑компрессорных труб; 4 – газлифтный клапан; 5 – пакер; 6 – приемный клапан; 7 – ниппель приемного клапана

фото газлифт

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Читать далее

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

5. ПОНЯТИЕ ОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти, выражается, главным образом, в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ добывают, в основном, фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94¸98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда — метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).

Читать далее

ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

а) используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие);

б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой);

в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Существует две основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы).

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

Читать далее

5.3. Косвенные методы, основанные на изменении физических свойств измеряемой среды

Для определения давления находят также применение методы, ос­нованные на зависимости от давления различных физических свойств жидкостей и газов и протекающих в них процессах. При этом были использованы результаты исследований влияния давления на плотность и вязкость, диэлектрическую проницаемость, скорость распространения ультразвука, теплопроводность и другие свойства измеряемой среды.

В области высоких и средних давлений указанные методы широкого распространения не получили в связи с их относительной сложностью и трудоемкостью по сравнению с другими методами (применение манга­нинового манометра сопротивления в области высоких давлений, пря­мые методы измерений в области средних давлений).

В области вакуумных измерений указанные методы применяются практически повсеместно. Зависимость теплопроводности разреженно­го газа от давления используется в тепловых" и термопарных маномет­рах; зависимость тока положительных ионов от измеряемого давле­ния — в ионизационных манометрах. Используется также зависимость от давления вязкости газа, кинетической энергии молекул, концентра­ции молекул и пр.

К контрольному вопросу № 9

Вы правильно ответили на вопрос. Метод косвенного из­мерения давления путем предварительного сжатия газа не зави­сит от манометра, которым измеряется давление сжатого газа.

Наибольшее распространение в вакуумной технике (около 70 %) получили термопарные и ионизационные манометры.

Термопарный манометр (рис. 54, а) так же, как и тепловой, основан на зависимости теплопроводности разреженного газа от давления. Мано­метр содержит стеклянную или металлическую колбу 3, в которой поме­щены нагреватель 1 и впаянная в него термопара 2. Нагреватель питается от источника переменного тока, и его температура, а следовательно, и температура термопары, определяется теплоотдачей в окружающий раз­реженный газ. Чем меньше давление газа, тем меньше его теплопровод­ность и тем больше температура, а следовательно, ЭДС на выходе термо­пары, которая и является мерой измеряемого давления. Шкала прибора 4 для измерения ЭДС градуируется, как правило, в единицах давления. Данный принцип наиболее эффективен при давлениях от 0,1 до 100 Па. При давлениях, меньших 0,1 Па, все большая доля тепла передается излу­чением, а при давлениях, больших 100 Па, увеличение теплопроводности газа резко замедляется. В обоих случаях существенно уменьшается чув­ствительность прибора. Погрешность измерений составляет 10—30 %. На градуировочную характеристику существенно влияет состав газа. Поэтому для уточнения показаний термопарного манометра необходима индивидуальная градуировка.

5.3. Косвенные методы, основанные на изменении физических свойств измеряемой среды

Принцип действия ио­низационного манометра основан на зависимости от давления тока положитель­ных ионов, образованных в результате ионизации раз­реженного газа. Ионизация газа осуществляется элект­ронами, ускоряемыми электрическим или магнит­ным полями, а также по­средством излучения ра­диоизотопов. При одном и том же количестве электро­нов, пролетающих через газ, или постоянной мощ­ности излучения степень ионизации газа пропорцио­нальна концентрации его молекул, т. е. измеряемо­му давлению.

Рис. 54. Термопарный манометр

В простейшем случае наиболее употребим иони­зационный манометр с го­рячим   катодом   (рис.  54,

б), содержащий стеклянную колбу 2, в которую впаяны анод 1 и катод 3. Благодаря разогреву катода источником постоянного тока 4, его по­верхность испускает электроны, которые разгоняются напряжением £/а
между катодом и анодом -и ионизируют находящийся между ними газ. Сила тока положительных ионов, измеряемая гальванометром 5, является мерой измеряемого давления

5.3. Косвенные методы, основанные на изменении физических свойств измеряемой средыгде к — постоянная, зависящая от конструкции прибора и состава газа. Для увеличения степени ионизации между катодом и анодом поме­щена сетка, на которую подается напряжение, сообщающее дополнитель­ное ускорение потоку электронов. Манометры этого типа охватывают диапазон от 10~7
до 1 Па, дополняя диапазон измерений термопарного манометра. Погрешности измерений составляют также 10—30 %.

Контрольный вопрос № 10

Зависят ли показания термопарного вакуумметра от физи­ческих свойств газов, давление которых необходимо измерить? Если „да" — см. с. 125, если „нет" — см. с. 127.