Файл: Геологическая часть.docx

S (14)

= 0,08 + 2 0,44 = 0,088 + 0,08 = 0,096 м

Расчет диаметра отверстия устьевого штуцера

Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанных скважин с большим газовым фактором, определяется по эмпирической формуле Г. Н. Газиева:

d = 0.27 (15)
где

φ - опытный коэффициент, зависящий от величины газового фактора (принимается φ = 1,0 - 1,2);

Qг - дебит газа, м³/сут; ρг - плотность газа, кг/м³;

Ру - давление на устье скважины перед штуцером, кгс/см²(МПа);

Рш - давление за штуцером, кгс/см²(МПа).¹⁵

Диаметр штуцера можно определить по формуле расхода жидкости через насадку , если газовый фактор невелик или отсутствует:

Q = (16)

откуда

d = (17)

где

Q- расход жидкости, м³/с;

μ = 0,7 - 0,9 - коэффициент расхода, зависящий от плотности жидкости;

f- площадь насадки, м²;g- ускорение свободного падения;

Н - напор, м вод.ст.

Расчета диаметра штуцера для фонтанирующей скважины

Исходные данные

Определить диаметр штуцера для фонтанирующей скважины с газовым фактором 122 м³/т и дебитом 55 т/сут, если ρг = 0,637кг/м³, давление на устье 10 МПа, а давление в выкидной линии должно быть 2 МПа.

Решение

Определим Qг = 122 ·55 = 6710 м³/сут. По формуле найдем d:

d = 0.27 * 1 * = 15 мм

---

Расчет насосно-компрессорных труб

Скважина, глубиной Н = 1533 м, фонтанирует за счет гидростатического напора нефтью (без выделения свободного газа (в подъемных трубах) с дебитом 300 т/сутки. Кинематическая вязкость нефти (при средней температуре в стволе скважины t = 30° С) v = 0,18 cм²/ceк; относительный удельный вес нефти Y_н = 0,871; коэффициент продуктивности скважины К = 12 т/сутки ат; давление на устье при фонтанировании через 2,5" трубы (спущенные до забоя) Р₂ = 8 ата. Требуется определить забойное и пластовое давления, потери напора и к. п. д. при фонтанировании по 2,5" трубам и 6" колонне.

Фонтанирование по 2,5 " трубам

Определяем среднюю скорость движения нефти по трубам 2,5":

= = = 1.28 м/сек (18)
Параметр Рейнольдса

= = = 4480 (19)
Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке

= 0,039 (20)
При Q =55 т/сутки забойное давление будет


Tретье слагаемое дает потери на гидравлические сопротивления при движении нефти в 2,5" колонне. Четвертое слагаемое отображает давление, расходуемое на приращение скорости; оно выражается незначительной величиной, и обычно им пренебрегают.¹⁶

К. п. д. движения нефти по 2 колонне
= = = 0.95 (21)
Перепад давления из пласта к забою

=

---

= = 25ат (22)
Пластовое давление

= + = 145.4 + 25 = 170.4ат (23)
Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность), т. е. с учетом потерь энергии в пласте:

= = = 0.75 (24)
Фонтанирование в колонне

Если при том же дебите и забойном давлении фонтанирование будет совершаться по 6" колонне, то скорость нефти понизится, соответственно уменьшатся гидравлические сопротивления, а буферное давление возрастет. Скорость движения нефти


Параметр Рейнольдса



Коэффициент гидравлических сопротивлений при ламинарном потоке



Найдем буферное давление из уравнения для забойного давления

откуда P₂ = 14,67 

К. п. д. движения нефти но 6" колонне (без учета потерь энергии в штуцере)


Если скважина не осложнена песком и не требуется производить закачку или циркуляцию жидкости и др., что бывает редко, то при Р₃ >P_нас выгодно спускать подъемные трубы¹⁷.

Эксплуатация и обслуживание фонтанных скважин

Средства автоматизации фонтанных скважин направлены в основном на контроль наличия поступлений жидкости из скважины и предупреждение открытых фонтанов.

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным управлением – пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает: воздушные баллоны, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берётся от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта

---

¹⁸.

При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонениях параметров (давления, дебита) работы скважины от заданных и при возникновении пожара. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапана при необходимости через затрубное пространство дозируют поступление в подъёмные трубы ингибиторов коррозии и парафинообразования.

Автоматизация фонтанной скважины также предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженнымотсекателемманифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически и перекрывает трубопровод при повышении давления в нём на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода). Для его управления не требуется дополнительной энергии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.

Также в настоящее время существуют совершенные датчики наличия расхода жидкости из серии так называемых «бесконтактных», которые могут быть использованы как датчики телесостояния фонтанирующих скважин, а также датчики расхода жидкости или счётчики и т. д. и т. п.

Современные средства контроля и измерения позволяют существенно снизить затраты на эксплуатацию кустов скважин промысла за счёт оперативной выдачи информации.

2.2 Автоматизация технологических процессов при эксплуатации скважин

Автоматизация фонтанных скважин

Средства автоматизации фонтанных скважин направлены в основном на контроль наличия поступления жидкости из скважины и предупреждение открытых фонтанов.

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплек­туются задвижками с ручным, дистанционным и автома­тическим управлением. Задвижки с дистанционным управлением - пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает воздушные баллоны, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, сра­батывающий от электросигнала с диспетчерского пункта.

---

При эксплуатации фонтанных скважин находят приме­нение комплексы оборудования для предупреждения откры­тых фонтанов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонениях параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (типа КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапана при необходимости через затрубное пространство дозируют поступление в подъемные трубы ингибиторов коррозии и парафинообразования.

Автоматизация фонтанной скважины также предусмат­ривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически и перекрывает тру­бопровод при повышении давления в нем на 0,45 МПа (об­разование парафиновой пробки) и при понижении давле­ния до 0,15 МПа (порыв трубопровода). Для его управления не требуется дополнительной энергии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.

Также в настоящее время существуют совершенные датчики наличия расхода жидкости из серии так называе­мых «бесконтактных», которые могут быть использованы как датчики телесостояния фонтанирующих скважин, а также датчики расхода жидкости или счетчики и т.д.

Итак, современные средства контроля и измерения поз­воляют существенно снизить затраты на эксплуатацию ку­стов скважин промысла за счет оперативной выдачи информации.

2.3 Диагностика, текущий и капитальный ремонт скважин

К эксплуатации скважин может быть допущен персо­нал, ознакомленный с конструкцией оборудования фонтан­ных скважин, руководством по его эксплуатации, произ­водственными инструкциями и режимом работы скважин. Необходимо систематически вести наблюдение за работой оборудования фонтанных скважин. Периодичность контро­ля определяется нефтегазодобывающим предприятием в за­висимости от наличия коррозионно-активных веществ в скважинной среде и места расположения скважины.

В ходе проверки скважинного оборудования необходи­мо обращать особое внимание па:

• 
  наличие повреждений деталей и узлов;
  
• 
  наличие утечек газа, газового конденсата и нефти во фланцевых, резьбовых и других соединениях и уплот­нениях (места утечек можно обнаружить визуально, по звуку, запаху, нарушению земляного или снежного покрова);
  
• 
  комплектность и затяжку шпилек, гаек и болтов со­единений, а также правильность их установки.
  

---