Природный газ добывают на газовых промыслах, которые состоят из эксплуатационных скважин, промысловых газосборных сетей и головных сооружений подготовки к дальнейшему транспортированию.
На рис. 2.4 показана схема газовой скважины. Оборудование скважины состоит из надземной и подземной части. Подземная
часть состоит из забоя, колонн обсадных и фонтанных труб. Надземная часть представляет собой обвязку устья скважины комплектом запорной арматуры. Колонна обсадных труб 3 предохраняет ствол скважины от обвалов породы и проникновения пластовых вод. Зазор между наружными стенками обсадных труб и породой пласта уплотняется цементным раствором. Нижняя часть обсадной колонны опирается на цементный башмак 1.
Рис. 2.4. Схема газовой скважины:1 — башмак; 2 — перфорация; 3 — колонна обсадных труб; 4 — межтрубное пространство; 5 — колонна фонтанных труб; 6 — крестовина; 7 — переходная катушка; 8 — коренная задвижка; 9 — тройник; 10 — буферная задвижка; 11 — буфер; 12 — манометр; 13 — регулирующий штуцер; 14 — рабочая выкидная струна фонтанных труб; 15 — термометр; 16 — рабочая выкидная струна из межтрубья; 17 — кровля; 18 – подошва
Устройство забоя скважины зависит от характера пород, из которых сложен продуктивный пласт. Если продуктивный пласт состоит из крепких пород, то нижнюю часть колонн обсадных труб размещают над кровлей продуктивного пласта, и газ поступает в скважину через открытый забой. Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, то обсадную колонну пропускают через весь продуктивный пласт, а нижнюю часть колонны перфорируют — в ней устраивают отверстия для доступа газа в скважину. При подаче газа на поверхность по стволу скважины возникают большие потери давления. Чтобы уменьшить эти потери, увеличивают диаметры фонтанных труб или ведут добычу газа по обсадной колонне: колонну фонтанных труб с фильтром опускают до забоя таким образом, чтобы отверстия фильтра находились напротив продуктивного пласта. После окончания бурения газовая скважина заполняется глинистым раствором. Перед отбором газа глинистый раствор заменяют водой, вследствие понижения давления столба жидкости происходит приток газа из пласта в забой скважины.
1.2 ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...
Конструкции газовых скважин имеют следующие основные отличия:
1.в ГС давление у устья благодаря малой плотности газа близко к забойному, что следует учитывать при расчете колон обсадных труб.;
2.в отличии от НС где эксплуатация колонны может нагреваться движущейся струей нефти в ГС происходит значительное охлаждение колонны растущее с увеличением перепада давления. Это создает допол. напряжения в экспл. колонне которыми нельзя пренебрегать.
3.Диаметр нефтяной экспл. скважины, кроме случаев когда производится заводнение, зависит от существ. размеров глубинных насосов и др. видов погружного оборудования участвующего в извлечении нефти. Для ГС такой зависимости нет и диаметр колонны может меняться в более широких пределах.
4.При значительном увеличении диаметра ГС в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления влаги у забоя.
5.Т.к. внутреннее давление у устья ГС гораздо больше чем в НС вводятся дополнительные формулы к формулам применяемым для расчета обсадных колонн в НС. Экспл. колонна в ГС на смятие нерасчитывается.
6.Вероятность выброса или фонтана из скважины вскрывшей газовый пласт значительно больше следовательно конструкция ГС должна обеспечить возможность ликвидации такого выброса или фонтана.
7.В ГС при неудачной конструкции скважины или при неудачном результате цементирования подземные потери газа будут во много раз больше чем подземные потери нефти при подобных недостатках в НС.
8.Возможность обводнения у ГС гораздо меньше т.к. они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части 9.Так же как и нефтяная ГС может быть использована для одновременной эксплуатации 2 или нескольких разобщающих пакерами горизонтов.
Бурение ГС малого диаметра должно получить широкое распространение в следующих случаях:
1.Небольшой глубины залегания газовых пластов;
2.Наличие продуктивных пластов малой проницаемости и толщины дающих приток газа в скважину до 50-60 тыс .
3.Выпадение жидкости на забой скважины, удалить которую можно лишь при создании высоких скоростей газового потока необходимых для выноса частиц этой жидкости.
4.Экспл. обсадной колонны в ГС цементируют как правило до устья.
2.ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ.
Газ перед подачей в газопровод проходит следующие стадии:
- очищение от механических примесей, используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители;
- осушение (жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.) проводят двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями);
- отделение от газа конденсата и воды, используют низкотемпературную сепарацию с впрыском ингибитора в поток газа. Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля;
- охлаждение;
- одоризация, (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.) для обнаружения утечки газа.
Среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др.
2.1.ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.
Изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным ...
... системы, включая нефтяную и водяную зону. Основная цель изучения особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам — получение информации для проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и ... Цель и задачи Целью курсовой работы является изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам (при линейных и нелинейных законах фильтрации). В целом изучение ...
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%)).
Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется схемой рис. 5.
Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
Рис. 5. Масляный пылеуловитель:
- / — люк;
- 2 — указатель уровня;
- 3 — козырек;
- 4 — подводящий патрубок;;
- 5 и 9 — . перегородки;
- 6 — контактные трубки;
- 7— ( жалюзийные секции;
- ‘8 — выходной патрубок;
- 10— дренажные трубки;
- 11 —- подводящий патрубок чистого масла;
- 12 — дренажная трубка;
- / — промывочная секция;
- 11 — осадительная секция;
- 111 — отбойная секция.
Схема установки очистки масла от пыли представлена на рис. 6. Чистое масло подается насосом или передавливается газом. При передавливании масла газ редуцируют и подают в емкость с давлением не выше 0,5 кгс/см 2 ,
Рис. 6. Схема установки очистки масла для пылеуловителей:
- / — аккумулятор масла;
- 2 — емкости чистого масла;
- 3— насос;
- 4 — емкость грязного масла;
- 5— отстойники.
Таблица 11
Допустимые скорости газа в сепарационных узлах пылеуловителя с
|
Давление газа, кгс/см- |
Скорость газа, м/с |
Давление газа, кгс/см- |
Скорость газа м/с |
||||
|
набегания на жалюзи |
в свободном сечении |
в контактных трубках |
набегания на жалюзи |
в свободном сечении |
в контактных трубках |
||
|
10 0,628 1,12 3,35 50 20 0,445 0,79 2,35 60 30 0,365 0,66 1,95 70 40 0,314 0,56 1,68 |
0,282 0,50 1,50 0,257 0,46 1,38 0,238 0,43 1,27 |
||||||
Полную очистку пылеуловителя через люк проводят 2-3 раза в год.
Пропускную способность
Приведенным скоростям газа в пылеуловителях соответствует
Пропускная способность пылеуловителя
где Q ст и Qн — пропускная способность пылеуловителям соответственно при 0° С и 760 мм рт. ст. и при 20° С и 760 мм рт. ст., м3 /сут; D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р — рабочее давление в пылеуловителе, кгс/см2 ; Т — температура газа в пылеуловителе, К; ρж — плотность масла, кг/м3 ; ρг —плотность газа при рабочих условиях, кг/м3 .
На рис. 7 представлена зависимость пропускном способности пылеуловителей различного диаметра от рабочих давлений.
Рис.7 Пропускная способность масляных пылеуловителей от их диаметра и давления газа.
Технические характеристики масляных пылеуловителей приведены в табл. 12.
Таблица 12
|
Диаметр корпуса, мм |
Высота, мм |
Площадь поперечного сечения, м 2 |
Число трубок |
Число отбойни |
Размеры отбой ной насадки, мм |
Толщина стенки, мм |
Масса (общая), кр |
|||||
|
контактных |
дренажных из осадителыной с секции |
дренажных из отбойной секции |
длина |
ширина |
Рраб = 55 кгс/см 2 |
Рраб = 64 кгс/см 2 |
Рраб = 55 кгс/см 2 |
Р Раб = 64 кгс/см- |
||||
|
400 |
5100 |
0,126 |
5 |
2 |
2 |
13 |
360 |
148 |
12 |
15 |
1060 |
1200 |
|
500 |
5350 |
0,196 |
6 |
2 |
2 |
24 |
430 |
222 |
15 |
18 |
1520 |
1720 |
|
600 |
5550 |
0,282 |
9 |
3 |
2 |
32 |
510 |
296 |
18 |
20 |
2 100 |
2 270 |
|
1000 |
5950 |
0,785 |
26 |
5 |
3 |
75 |
925 |
333 |
28 |
32 |
5 840 |
6 450 |
|
1200 |
6300 |
1,132 |
41 |
7 |
5 |
85 |
1135 |
333 |
33 |
40 |
8 500 |
9 800 |
|
1400 |
6650 |
1,535 |
49 |
8 |
6 |
105 |
1340 |
333 |
40 |
45 |
12 200 |
13 420 |
|
1600 |
7000 |
2,040 |
27 |
9 |
6 |
125 |
1532 |
333 |
44 |
52 |
15 900 |
18 920 |
|
2400 |
8800 |
4,520 |
127 |
20 |
23 |
175 |
2370 |
333 |
46 |
— |
30 000 |
— |
