(5)

Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке

(6)

При Q =300 т/сутки забойное давление будет

(7)

Третье 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.

К. п. д. 1 движения нефти по 2,5" колонне

(8)

Перепад давления из пласта к забою

(9)

Пластовое давление

(10)

Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность), т. е. с учетом потерь энергии в пласте:

(11)

Фонтанирование по 6" колонне

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

(12)

Параметр Рейнольдса

Коэффициент гидравлических сопротивлений при ламинарном потоке

(13)

Найдем буферное давление из уравнения для забойного давления

(14)

откуда P2 = 14,67 am.

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

(15)

Из примера видно, что если скважина не осложнена песком и не требуется производить закачку или циркуляцию жидкости и др., что бывает редко, то при Р3 > Pнас выгодно не спускать подъемные трубы, а фонтанирование вести по обсадной колонне.

3.2 Определение производительности и мощности компрессора

Определить производительность и эффективную мощность вертикального трехступенчатого компрессора 2СГ-50, завода «Борец» и мощность электродвигателя для привода компрессора.

Диаметр цилиндра низкого давления двойного действия (I ступень) D = 370 мм; диаметр цилиндров высокого давления с дифференциальным поршнем D’ = 230/190 мм (II и III ступени); длина хода поршня S = 250 мм; число ходов в минуту n = 365; рабочий агент — воздух; показатель политропы т = 1,32; число ступеней z = 3.

Давление на приеме цилиндра низкого давления Р1= ата; конечное давление на выкиде цилиндра высокого давления Р2 = 51 ата; индикаторный к.п.д ; механический к.п.д коэффициент подачи .

Привод от электродвигателя осуществляется через клиноременную передачу.

1. Производительность компрессора, отнесенная к условиям всасывания на приеме (в м3/ мин):

(16)

где коэффициент 2 учитывает процесс двойного действия в цилиндре низкого давления.

Величина коэффициента подачи колеблется в пределах в зависимости от степени сжатия рабочего агента, изношенности цилиндра и качества охлаждения. В расчете принят равным 0,65.

Подставляя значения D, n, S и , получим

.

2. Эффективная мощность компрессора определяется по формуле:

3. Мощность электродвигателя подсчитаем по формуле

(17)

где k3- коэффициент запаса мощности () на случай падения напряжения в сети, а также перегрузки из-за отклонения от нормальной работы компрессора; - к.п.д для клиноременной передачи принимается 0,98.

Исходя из потребной мощности для данного компрессора, может быть принят электродвигатель с короткозамкнутым ротором ДАМСО мощностью 200 квт, 6 кв, 740 об/мин.

4. Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

6. При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

8. В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.