Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗАВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«Саратовский государственный технический

университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра: «Геоэкология и инженерная геология»

Курсовая работа

по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» 

на тему: « Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом»  



Студент 4-го  курса

Группа бНФГД-42

«____ »   __________2016 г.     В.А. Есоян                                       



Научный руководитель, 

к. с.-х. н., доцент

«____»   ___________2016 г.       М.В. Решетников











САРАТОВ 

2016





Оглавление

	Введение	3

	Оборудование газлифтных скважин	4

	Принцип действия и область применения	4

	Типы газлифта	6

	Наземное оборудование. Компрессорная станция	12

	Внутрискважинное оборудование	16

	Скважинные камеры	20

	Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине	22

	Заключение	24

	Используемая литература	25








Введение



Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя происходит с использованием оборудования, одна часть которого спущена в саму скважину, а другая часть находится  на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.

Существуют три основных способа добычи нефти, а именно: фонтанный, газлифтный и насосный. На сегодняшний день для добычи нефти этими способами разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами. 

Соотношение использования этих видов перечисленного оборудования в разных регионах и странах очень различается. В России, например, больше 70 % всех нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, меньше 20 % — бесштанговыми и порядка 10%—фонтанным и газлифтным способами. 









		



Оборудование газлифтных скважин



Принцип действия и область применения



Газлифт применяется в следующих типах скважин: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, а также скважины, которые эксплуатируются в труднодоступных условиях, вызванных затопляемостью, паводками, болотами и другими факторами. Газлифт отличается достаточно высокой технико-экономической эффективностью, простотой обслуживания скважин и регулирования работы и отсутствием в скважинах каких-либо механизмов и трущихся деталей.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку. Там он перемешивается с жидкостью и образует ГЖС, которая в свою очередь поднимается на поверхность по подъемным трубам. Газ, который закачивают, добавляется к выделяющемуся из пластовой жидкости газу. В результате смешения газа с жидкостью образуется газожидкостная смесь с такой плотностью, при которой давления, имеющегося на забое скважины, оказывается достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, которые изложены в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в полной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и являются ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин применяется углеводородный газ, который сжимают до давления 4 -10 МПа. Обычно источниками сжатого газа бывают специальные компрессорные станции или компрессорные газоперерабатывающих заводов, которые развивают требуемое давление и обеспечивают необходимую подачу. Такая система газлифтной эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в системе для газлифта используют природный газ из чисто газовых либо газоконденсатных месторождений, то она называется бескомпрессорным газлифтом. 

При бескомпрессорном газлифте природный газ доставляется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках. Эта подготовка заключается в отделении конденсата и влаги, а в некоторых случаях и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Также применяя дросселирование через одну или несколько ступеней штуцеров понижается избыточное давление.

Также стоит отметить, что существует система газлифтной эксплуатации, называющаяся внутрискважинным газлифтом. В таких системах источником сжатого газа является газ газоносных пластов, которые залегают  либо выше, либо ниже пласта, насыщенного нефтью. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт отделяется от нефтеносного пласта одним либо двумя пакерами (снизу и сверху), и газ попадает в трубы через штуцерное устройство, которое дозирует  количество поступающего в НКТ газа. 

Газлифт, находящийся внутри скважины, исключает необходимость предварительной подготовки газа, но в то же время вносит определенные трудности в регулировку работы газлифта. Несмотря на это, этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Типы газлифта



По числу спускаемых рядов труб подъемники подразделяются на два вида, а именно: однорядные и двухрядные. По направлению нагнетания рабочего агента подразделяются на кольцевые и центральные. Недостатком последней является следующее: если в жидкости имеется песок, то выступающие муфты труб стачиваются, в результате этого может произойти обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны. В результате чего уменьшается диаметр колонны. Из-за этого чаще всего используют подъемники кольцевой системы. 

Также газлифты подразделяются на непрерывный и периодический. Под непрерывным газлифтом будем иметь в виду такой способ добычи жидкости, при котором газ непрерывно подается в скважину. А под периодическим газлифтом будем подразумевать способ с периодической подачей газа. 

В настоящее время существуют разнообразные варианты оборудования скважин при непрерывном газлифте. Газ может подаваться к башмаку как по кольцевой системе между двумя рядами труб (рис. 1, а) или между обсадной колонной и фонтанными трубами (рис. 1, б), так и по центральной системе (центральным трубам). Для каждой конкретной скважины выбирают какой-то определенный способ.





Рисунок 1. Газлифты: а — полуторарядный; б — однорядный с рабочими муфтами; в — однорядный с газлифтными клапанами; г — трехрядный; д - двухрядный.



 В практике обычно встречается двухрядный подъемник кольцевой системы, имеющий ступенчатую нагнетательную колонну: в нижней части - меньшего диаметра, а в верхней – большего. Если сравнивать его с обычным двухрядным подъемником, то он намного дешевле. К главным его плюсам относятся значительное уменьшение веса труб первого ряда и улучшенные условия для осуществления выноса песка с забоя. Также у такого подъемника имеются и минусы, к которым относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. Однако стоит отметить, что двухрядный подъемник - сооружение достаточно металлоемкое, а поэтому является очень дорогим. Его применение будет оправданным только в том случае, если герметичность обсадной колонны отсутствует, так как это будет вынужденной мерой. Одной из разновидности двухрядного подъемника является полуторорядный (рис. 1, а). В нем трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда), состоящуюю из труб меньшего диаметра. Это способствует экономии металла, значительно уменьшает металлоемкость данной конструкции, способствует увеличению скорости восходящего потока, но в то же время осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого является необходимым предварительное изменение подвески труб первого ряда. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника изображена на рис. 1, б, в. Газ подается в межтрубное пространство и газожидкостная смесь поднимается по одному ряду труб. Их диаметр определяют исходя из технических условий эксплуатации скважины и ее дебита. Реальный уровень жидкости во любом случае устанавливается у башмака подъемных труб. Если уровень будет выше, то газ не будет иметь возможности поступать в НКТ. Ниже уровня башмака он тоже не может быть, так как в таком случае жидкость не будет поступать в НКТ. Но в некоторых случаях при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника может происходить колебание уровня жидкости у башмака, периодически его перекрывая. Стоит отметить, что видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет. Гидростатическое давление у башмака подъемных труб, которое создается вследствие погружения его под динамический уровень, замещается давлением газа Р1.

Минусом однорядного подъемника является достаточно низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком. Глубина его спуска устанавливается рабочим давлением газа, коэффициентом продуктивности скважины и отбором жидкости. Но следует заметить, что в то же время  при этом заметно упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески при возникновении такой необходимости. Именно поэтому существует разновидность однорядного подъемника, которая называется  подъемником с рабочим отверстием. Один ряд труб необходимого диаметра опускается до самого забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на той глубине, где должен находиться башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Такие сечения отверстий должны в полной мере обеспечивать пропуск расчётного количества газа при возникновении перепадов давлений у отверстий в интервале 0,1—0,15 МПа. Такой перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия примерно на 10—15 м и обеспечивает наиболее равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник, в котором имеется рабочее отверстие (или муфта)(рис. 1, б), создает наибольшие скорости восходящего потока, также он является наименее металлоемким, но при этом при необходимости изменения погружения он требует подъема колонны труб. Положение условного динамического уровня жидкости и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий. Для этого его пересчитывают в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором применяются 60 или 73-мм трубы, создает достаточно широкое межтрубное пространство. Его размеры имеют большую роль при использовании разных клапанов, которые часто применяются в настоящее время. 



Рисунок 2. Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие; 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин. 

Рисунок 3. Положение уровней жидкостей при пуске газлифтной скважины.

В однорядном подъемнике рабочую муфту с рабочими отверстиями можно заменить так называемым концевым рабочим клапаном. Он поддерживает постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа. Такой перепад является достаточным для постоянного удерживания уровня жидкости ниже клапана примерно на 10—15 м. Концевой клапан чаще всего приваривается к специальной муфте с внешней стороны и имеет возможность пружинной регулировки необходимого расхода газа и перепада давления. Такой клапан также оснащается специальным шариковым клапаном, для закрытия рабочего отверстия и осуществления обратной промывки скважины до забоя (рис. 2). Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте показаны на рисунке 4. По схеме 1 газ после накопления в нем определенного столба жидкости периодически подается в подъемник. Камера замещения (схема 2) помогает исключить определенные несовершенства первой схемы. Она устраняет избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник (схема 3) может работать за счет энергии газа, который поступает в скважину из пласта. Это является его отличием от первых двух подъемников. Схемы 4, 5 – самые совершенные, так как с помощью них возможно уменьшение металлоемкости и увеличение надежности работы оборудования.





Рисунок 4. Оборудование скважин при периодическом газлифте: 1- периодический газлифт; 2 - периодический газлифт с камерой замещения; 3 - гидропакерный поршень; 4 - периодический газлифт с газлифтным и обратным клапанами; 5 - периодический газлифт с камерой замещением и газлифтным клапаном.



Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

В процессе нагнетания газа жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве колонн НКТ, перемещается вниз, а остальная часть жидкости переходит в трубы с малым диаметром из эксплуатационной колонны. По этой причине уровень в ней становится ниже статического. Происходит поглощение части жидкости пластом, так как давление на забое становится выше пластового. Давление газа, закачиваемого в затрубное пространство, в любой момент времени соответствует гидростатическому давлению столба жидкости, высота которого равна разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве. 

По мере возрастания нагнетания газа разность уровней увеличивается, и, следовательно,  давление заканчиваемого газа изменяется в большую сторону.

Давление газа, который закачивают в затрубное пространство, во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет принимать максимальное значение. Это давление принято называть пусковым - Рпус. В момент начала газожидкостной смеси давление на башмаке подъемных труб будет постепенно уменьшаться. Среднее давление нагнетаемого газа при уже установившемся режиме газлифтной скважины специалисты называют рабочим Рр.

Таким образом, можно утверждать, что запуск газлифтных скважин происходит путем продавки газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Иногда применяется последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. Это необходимо для уменьшения пускового давления. 

Наземное оборудование. Компрессорная станция



При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин намного сложней, чем при фонтанной эксплуатации. Этот комплекс состоит из компрессорной станции, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин и газораспределительной и газосборной сети. 

Для газлифта в большинстве случаев используют поршневые компрессоры, оснащенные газовыми двигателями или электроприводом. В последнее время все чаще стали применяться центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.



Рисунок 5. Схема оборудования компрессорной станции.



На рис. 5 приведена схема оборудования компрессорной станции. По газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ. Перед этим он предварительно обрабатывается на установках подготовки нефти. Газ поступает в сепараторы 3 для разделения жидкости и механических примесей и переходит к компрессорам по линии 5, проходя через регулятор давления «после себя» 4 к двигателям компрессоров 10ГК. Оставшаяся, главная часть газа по трубопроводу 6 поступает в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени 1 газ движется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где газ и влага разделяются. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11, 13 и 15. К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16, 17 и 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется но линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.). Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 7—10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22). Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23.



Рисунок 6. Газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП



Газ, предварительно сжатый, направляется от газопровода или компрессорной станции (КС) непосредственно в газораспределительные пункты (ГРП). А они в свою очередь перенаправляют этот газ в группу газлифтных скважин. 

Распределение газа проводится с применением газораспределительных батарей (ГРБ). Их количество на отдельном ГРП может быть разным. Это количество зависит в первую очередь от числа скважин,  приходящихся на одну батарею и один пункт распределения газа. В настоящее время батареи чаще всего выполняются блочными и поставляются промыслам заводами-изготовителями в полном комплекте. Батарея – это сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, чаще всего игольчатыми дросселями, которые позволяют перераспределять газ по скважинам, опираясь на заданные параметры. Приборы, которые размещаются в шкафу КИП, производят регистрацию необходимых параметров и контроль распределения. 

Добыча нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности происходит с использованием газлифтных установок типа Л, ЛН и ЛП (рис.6). Они обеспечивают автоматический пуск, освоение скважины,  стабильную работу скважины в заданном режиме. 

Установка типа Л используется в вертикальных скважинах, а типа ЛН — в наклонно-направленных. Эти установки делают возможным использование однорядного подъемника и осуществление перехода с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный способ без подъема самой колонны.

Установка типа Л включает в себя фонтанную арматуру АКФЗа-65Хх210 и скважинное оборудование, которое состоит из скважинных камер типа К, приемного клапана, пакера ПН-ЯГМ и газлифтных клапанов типа Г. В установках, в которых используются клапаны Г-38 и Г-38Р, для фиксации их в карманах скважинных камер применяют кулачковые фиксаторы ФК-38. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются из скважины с применением набора необходимых инструментов канатной техники из комплекта КИГК и ИКПГ.

В установках типа ЛИ используются скважинные камеры типа КТ, которые в полной мере обеспечивают вместе с отклонителем ОК надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер. Установка ЛН-73Б-210 оснащена пакером 2ПД-ЯГ-118-500, остальные установки — пакером 1ПД-ЯГ-13б-500.

Для нормальной эксплуатации скважин периодическим газлифтом заводом изготавливается газлифтная установка типа ЛП с возможностью регулирования цикличности подачи газа на устье. 

На фонтанную арматуру устанавливается регулятор цикла времени СР-2. Скважинное оборудование такого типа представляет собой комплекс скважинных камер типа К и одной камеры КН с устройством для газоотвода, газлифтных клапанов типа Г, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем, камеры замещения и пакера типа ПН-ЯГМ.



Внутрискважинное оборудование



НКТ, пакеры и клапаны-отсекатели описывались ранее и практически не отличаются от такого же оборудования, которое применяется в газлифтной эксплуатации.

Пусковые клапаны производят пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ, в свою очередь, подается через рабочие клапаны. Давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб – управляющее давление для этих клапанов.

При непрерывном газлифте в роли нижнего рабочего клапана возможно использование пускового. Он должен быть отрегулированным на открытие при давлении, соответствующем глубине ввода газа.

Открытие или закрытие газлифтного клапана производится чувствительным элементом. Этот элемент настраивают до непосредственной установки клапана в скважину на какое-то определенное усилие. В качестве чувствительного элемента в клапанах можно применять мембранную или сильфонную камеру, пружину или их комбинацию.



Рисунок 7. Сильфонный газлифтный клапан.

Клапаны с пружинными, сильфонными и комбинированными чувствительными элементами могут быть как уравновешенными, так и неуравновешенными. Стоит отметить, что для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия всегда равны.

Большую популярность в нефтедобывающей промышленности приобрели газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом. Давление этого азота для нормальной работы клапана должно быть напрямую связано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

Главными узлами неуравновешенного сильфонного газлифтного клапана, который управляется давлением нагнетаемого газа (рисунок 7), являются корпус, шток, сильфон, узел зарядки, седло и обратный клапан. Этот клапан предотвращает обратный переток жидкости, что является особо важным при установке пакеров, которые осуществляют посадку гидравлическим или гидромеханическим способами.

Клапан осуществляет работу следующим образом: давление азота в сильфонной камере действует на его эффективную площадь и создает определенную силу, которая прижимает шток к седлу.







Рисунок 8. Пусковой клапан У1М.



В это время давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб оказывают воздействие для открытия клапана. 

 Пусковой клапан типа У1М изображен на рисунке 8. При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле 4. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом 1. Сразу после того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы (НКТ), смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Какая-то часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже не такой большой напор у пускового клапана. Поэтому газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. В это время давление газа в затрубном пространстве будет опять увеличиваться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления — снизу большее давление газа в затрубном пространстве, а сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 будет подниматься, вместе с этим сжимая пружину 3, перекрывать отверстия в ниппеле 4 и закрывать доступ газа в насосно-компрессорные трубы. А Шарик 5 упадет на седло.

 Усилие пружины, которое действует на клапан 2, можно менять, используя регулировочную гайку. Пружина пускового клапана защищена от внешних ненужных воздействий кожухом 6. Следует отметить, что расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубном пространстве была отжата газом непосредственно до пускового клапана, который находится ниже первого. В этом случае газ начинает переходить в нижний клапан, и вес столба жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшается. Дальше происходит дальнейшее отжатие жидкости в затрубье, в полости, расположенной ниже второго пускового клапана.

 Шарик 5 выполняет в этой конструкции роль обратного клапана, который необходим для предупреждения утечки жидкости из НКТ при промывке скважины. 








Скважинные камеры



Как мне стало известно, в скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами применяются глухие пробки, циркуляционные, газлифтные и ингибиторные клапаны.





Рисунок 9. Скважинные камеры: а – К; б – КН; в – КТ.





Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов представляют собой наиболее совершенные и распространенные камеры. Следует отметить, что они не изменяют проходное сечение в месте установки клапана. Оно является равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это делает возможным проведение всех скважинных работ (исследование, смену съемных элементов скважинного оборудования, промывку призабойной зоны), не прибегая к извлечениию колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 9 а) – это сварная конструкция, которая состоит из рубашки 2. Эта рубашка выполняется из специальных овальных труб, и двух наконечников У с резьбой насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В этой рубашке камеры имеется карман 3, необходимый для установки клапанов и пробок с помощью определенного набора инструментов канатной техники через устье скважины, которое герметизируется оборудованием ОУГ 80><350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) попадает из затрубья к клапану. Это происходит благодаря перепускным отверстиям камер. Клапаны и пробки, в свою очередь, уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет. Стоит отметить, что для этих манжет изначально были предусмотрены посадочные шейки в кармане. С помощью специальных расточек, состоящих из фиксирующей цанги и кулачка фиксатора, происходит надежная фиксация клапанов и пробок.




Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине



Канатный инструмент представляет собой сложный набор инструментов и принадлежностей для различных операций, которые проводятся непосредственно в скважине. Эти инструменты спускаются в скважину на проволоке или канате. Следует заметить, что все эти инструменты можно разделить на такие категории:

стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);

инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, которые оснащены замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

инструменты специального назначения (оправка, печать, скребок, ловильный инструмент, желонка для песка, инструмент для открытия – закрытия циркуляционного клапана и др.). 



 Стандартный набор канатных инструментов подразумевает под собой замок для проволоки, гидравлический и механический яссы, шарнир, грузовые штанги.

 Замок для проволоки ЗП используется для соединения проволоки с инструментами, которые спускаются непосредственно в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4. Этот ролик соединяется с проволокой, пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса установлена пружина 2. Она необходима для смятения ударов и предохранения проволоки от возможного обрыва, вызванного резким ее натяжением (например, при восходящем действии механического ясса). Шайба 3 выполняет роль опоры для нижнего конца пружины.

Для того чтобы соединить проволоку с замком, свободный ее конец просовывают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. После этого помещают ролик и пружину с шайбой в корпус, предварительно вытащив проволоку из корпуса. Это требует немалых усилий.

Грузовая штанга обеспечивает вес, требуемый для преодоления трения и вязкости жидкости в скважине, при спуске инструмента и проволоки, а также вес, требуемый во время ударных операций с использованием яссов. В зависимости от необходимого веса инструмента, который подвешивают на проволоке, в комплекте оборудования имеются штанги разной длины.

Шарнирное соединение используется для углового смещения колонны инструментов, которые спускаются в скважину. Это соединение представляет собой конструкцию, состоящую из головки муфты 2, которая закатана в сферическом гнезде головки 1. Благодаря существованию на нем резьбы становится возможным соединение с инструментом. 

Шарнирное соединение чаще всего устанавливают между яссом и инструментом. Яссы – это раздвижные устройства. Они приводятся в действие из-за натяжения проволоки (каната). Эти устройства используют вместе с грузовыми штангами, устанавливаемыми непосредственно над яссами. Предназначение ясс – это создания динамических ударов.

Заключение



Мною были изучены особенности газлифтного метода добычи углеводородов. На основании этого можно выделить основные достоинства и недостатки этого метода, а также определить перспективность и рациональность его применения.

Плюсы газлифтного метода: 

простота конструкции (в скважине нет никаких насосов); 

расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ?1900 т/сут); 

возможность эксплуатации нефтяных скважин при достаточно сильном обводнении и большом содержании песка, легкость регулирования дебита скважин.

Минусы газлифтного метода: 

достаточно большие капитальные затраты; 

относительно низкий КПД; 

повышенный расход НКТ (особенно при применении двухрядных подъемников); 

стремительное увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В итоге можно сделать вывод о том, что себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе меньше себестоимости других методов благодаря низким эксплуатационным расходам. Поэтому я считаю этот метод достаточно рациональным и перспективным.




Используемая литература



http://vunivere.ru/work18107

http://www.neftegazprogress.ru/China/G/oid_glo.html

http://studopedia.org/1-25629.html

http://www.judywhiterealestate.com/oil171.htm

http://www.findpatent.ru/patent/216/2168614.html




МАМА АМА КРИМИНАЛ



1.Физико-географические и климатические условия

Рельеф и гидрография



Территория западной линзы тульского горизонта Елшано-Курдюмского подземного хранилища газа ОАО «ГАЗСБЫТСЕРВИС» расположена, на территории Ленинского района г. Саратова (193,4 га) и Саратовского района (87,5 га) в 19,0 км к северо-западу от Волгоградского водохранилища. Площадь горного отвода линзы составляет 280,9 га.

В геоморфологическом отношении территория линзы охватывает водораздельное пространство р. Курдюм и овр. Утешев, и частично пойму р. Курдюм. 

Абсолютные отметки поверхности земли колеблются от 55,0-60,0 м в долине р.Курдюм до 80,0-85,0 м на водоразделе.

Гидрографическая сеть участка работ представлена p.p. Курдюм и Елшанка, относящимися к бассейну р. Волга (Волгоградское водохранилище). Русла рек сильно извилистые, заболоченные, зарегулированы плотинами и дамбами, создающими систему прудов, заполняемых в основном талыми водами. Питание рек в основном осуществляется за счет атмосферных осадков. Вскрытие рек происходит в конце марта, продолжительность ледохода - 1-7 дней.

1.2.Климат



Климат района характеризуется резкой континентальностью, жарким, засушливым летом, холодной малоснежной зимой. По многочисленным данным среднемесячная температура воздуха самого теплого месяца - июля - плюс 25,2°С, самого холодного - января - минус 10,4 °С. Продолжительность безморозного периода 137-143 дней. Максимальные температуры по многочисленным наблюдениям приходятся на июль-август (плюс 38-40 °С).

Зима холодная, суровая, с сильными ветрами. Устойчивые морозы наступают в конце ноября, прекращаются в середине марта. Средняя продолжительность их достигает 109-112 дней, нередки оттепели. Устойчивый снежный покров образуется в начале декабря и сходит в начале марта. Высота снежного покрова в среднем за зиму достигает 24 см.

Средняя плотность снега 0,22-0,28 г/см3. Средний запас воды в снеге - 61-77 мм. Глубина промерзания почвы колеблется от 73 до 124 см.

Весна непродолжительная, с быстрым нарастанием температуры воздуха. Последние заморозки отмечаются в конце апреля - начале мая.

Лето наступает рано, с середины мая устанавливается солнечная, сухая погода. Максимальные температуры воздуха (до плюс 40 °С) сопровождаются сильными ветрами и засухой. Испарение в 1,5-2 раза превышает количество выпавших осадков.

Осень теплая, понижение температур происходит медленно, средняя температура октября - плюс 5-6 °С. Абсолютная влажность воздуха изменяется мало, среднегодовая величина ее составляет около 8,3 мб, относительная влажность воздуха около 70%.

Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время года (с апреля по октябрь). В летний период часты суховеи. Преобладающее направление ветра северо-западное и северо-восточное. Средняя скорость ветра в зимний период достигает 3,6-5,4 м/с, летом во время суховеев достигает 15 м/с.

Климатические показатели 2013 года (по данным метеостанции Саратов Южный)

Таблица 1.2.1.



Осадки, мм

Температура, °С

Дефицит влажности, мб

Высота снежного покрова, мм





Средняя месячная

ср.

многол.

Средняя месячная

ср.

многол.









1

2

3

4

4

5

6

Январь

38

91

-9,0

-14,2

-

31

Февраль

32

66

-9,0

-5,4

-

48

Март

27

45

-3,0

-8,1

-

55

Апрель

29

23

8,1

18,2

7

	-

Май

36

18

15,9

24,2

14

-

Июнь

42

17

20,4

27,8

15,6

-

Июль

44

21

22,2

26,7

16,3

-

Август

38

1

20,8

16,6

13,3

-

Сентябрь

41

20

14,4

4,9

7,6

-

Октябрь

36

58

6,4

4,7

4,3

-

Ноябрь

43

62

-1,0

-3,1

1,3

-

Декабрь

38

39

-6,7

-8,7

-

0,3





1.3. Экономика района

Район работ в административном плане относится к г. Саратову, который является крупным промышленным и культурным центром Поволжья. Здесь сосредоточено большое количество предприятий авиационной, машиностроительной, металлообрабатывающей, электронного приборостроения, химической, легкой и пищевой промышленности. В пределах г. Саратова и его окрестностей разрабатывается большое количество месторождений различных полезных ископаемых:

	нефть и газ разрабатываются на Соколовогорском и Гусельском месторождениях;

	вблизи пос. Северный и Семхоза, восточнее аэропорта разрабатываются пески;

	глины добываются в 3-х карьерах к северу от среднего течения р. 2-я Гуселка и восточнее пос. Елшанка.

Город является крупным транспортным узлом юго-востока Европейской части России.


2. Характеристика объекта загрязнения



Промышленная эксплуатация выработанных залежей тульского и бобриковско-кизеловско-черепетского горизонтов в качестве подземных хранилищ начата с 1966 года.

Елшано-Курдюмское ПХГ обеспечивает регулирование сезонной неравномерности газопотребления г. Саратова и центральных районов России.

Работа ПХГ носи.......................