Инструкция По Эксплуатации Газовых Скважин
Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов. На Студопедии вы можете прочитать про: Технологические режимы эксплуатации газовых скважин. Испытании газовых скважин. И эксплуатации скважин в ус. Инструкция по эксплуатации газовых скважин pdf скачать бесплатно. Теперь нужно подготовить крем, чтобы выделить нашу Пеппу на белом фоне торта. Поддон должен быть немного пользоваться эксплуатаций, что к на белом фоне торта. Вы можете подобрать данный до максимально.
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). Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин.
Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб. Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения). Акт демонтажа несанкционированного подключения. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.
Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам. Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата.
Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине. При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин.
Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5% дебита скважины газа незасоренной скважины. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5 — 2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей.
Проволочные фильтры — это обрезки труб с круглыми крупными отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин.
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).
К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах — одного из непрерывных методов.
Широко применяется относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ — пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сильные пенообразователи — сульфанол, синтетические моющие порошки (' Кристалл', 'Луч') и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. При добыче кислых газов главное — защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ — ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий, использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования, Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е.
Вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается. Схемы ввода ингибиторов: а) инжекция ингибиторов в межтрубное пространство; б) закачка ингибиторов непосредственно в пласт; в) введение ингибиторов в твердом состоянии. В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной дозаторной установки. Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес.
Однако, при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта. Для изготовления подземного оборудования (пакеры, циркуляционные и предохранительные клапаны и др.) используют легированные коррозионно‑стойкие стали. В отдельных случаях для фонтанных и обсадных труб применяют алюминиевые сплавы — дюралюмины Д16Т, Д16АТ, хромистые нержавеющие стали марок 2Х13, 1Х13, Х 13, Х 9М, X 8. При протекторной защите фонтанных и обсадных труб последние контактируют с пластинами из более электроотрицательных металлов (магния, цинка). В этом случае коррозионному разрушению подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные металлы анода. Если для защиты труб и оборудования применяют катодную защиту, то от источника постоянного тока (катодной станции) на трубы или оборудование подают отрицательный потенциал, а на рядом расположенный отрезок трубы (анод) — положительный потенциал, что приводит к разрушению анода и к сохранению без разрушения катода, т.е.
Металла труб или оборудования. Эксплуатацию многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений ведут двумя способами: 1) на каждый пласт бурят свои скважины (дорогой способ); 2) извлечение газа из двух и более пластов выполняют одной скважиной. При эксплуатации газовых скважин может быть осложнение – гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6-17 молекул воды, например: СН 46Н 2О; С 2Н 8 8Н 2О; С 3Н 8, 17Н 2О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.
По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления, быстро разлагающиеся на газ и воду. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется, в направлениях их предупреждения и ликвидации.
Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим не возможен, то применяются ингибиторы гидратообразования: метиловый спирт СН 3ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).
Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 29 июня 2017 г. N 528н 'Об утверждении профессионального стандарта 'Специалист по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин' В соответствии с Правил разработки и утверждения профессиональных стандартов, утвержденных Правительства Российской Федерации от 22 января 2013 г. N 23 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 4, ст. 293; 2014, N 39, ст. 5266; 2016, N 21, ст. 3002), приказываю: Утвердить прилагаемый 'Специалист по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин'.
Топилин Зарегистрировано в Минюсте РФ 9 августа 2017 г. Регистрационный N 47729. Наименования организаций-разработчиков 1 Ассоциация буровых подрядчиков, город Москва 2 Некоммерческое партнерство 'Развития инноваций топливно-энергетического комплекса 'Национальный институт нефти и газа', город Москва 3 ОАО НПО 'Буровая техника', город Москва 4 ФГБОУ ВО 'Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина', город Москва.(1) занятий.(2) видов экономической деятельности.(3) Минздравсоцразвития России от 12 апреля 2011 г.
Инструкция По Эксплуатации Газовых Скважин И Водоподъёмного Оборудования
Утвержден профстандарт 'Специалист по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин'. Цель деятельности - организация проведения капремонта нефтяных и газовых скважин. Прописаны трудовые функции. В частности, специалист занимается документационным обеспечением капремонта скважин.
Схема грифа гитары или шестиструнного банджо Схема для тенор банджо, на одном листе А4. Ниже представлены основные приемы игры на банджо rolls, slides, hammer-on, pull-off, taglicks. Самоучители игры на банджо. Как играть на банджо. 2 метода: Выбор банджо Игра на банджо. Вам нравится звучание.
В формате PDF. Частично допонялись в последующие годы. Скачать. На текущий момент считаются основными шаблонами проектировщиков, даже не взирая на пункт 1 Пояснительной записки: 'При соответствующим обосновании допускается устройство колодцев из местных материалов'. Скачать его можно. Типовые проектные решения (1983 г.) Типовые проектные решения разработаны в 1983 году на базе производимых в СССР материалов.
Инструкции На Русском
Он организует материально-техническое обеспечение капремонта, сами работы, руководит персоналом подразделения, контролирует качество выполнения работ. Установлены требования к образованию, обучению, к опыту практической работы.