Дебит газового фонтана что это

1.5. Оценка дебита горящих газовых фонтанов

При тушении пожаров мощных газовых фонтанов возникает необходимость в оценке дебита (D) горящего фонтана, так как расход газа является одним из основных параметров, определяющих объемы работ и материально-технических средств, необходимых для ликвидации аварии. Однако непосредственное измерение расхода горящего фонтана в большинстве случаев оказывается невозможным, а эффективных дистанционных способов определения расхода струи не существует. Расход мощных газовых фонтанов может быть достаточно точно определен по высоте факела (Н).

Известно, что высота турбулентного факела, образующегося при горении нормально расширенных газовых струй с дозвуковой скоростью истечения, не зависит от скорости или расхода струи, а определяется лишь диаметром отверстия (d), из которого струя вытекает, теплофизическими свойствами газа и его температурой (Т) на выходе из отверстия.

Известна эмпирическая формула расчета дебита фонтана по высоте факела при горении природного газа

На реальных пожарах ламинарный режим горения практически не встречается. Газ, как в пласте газового месторождения, так и в транспортных трубопроводах и в технологических установках, находится под давлением. Поэтому расходы газа при аварийном истечении будут очень большими − до 100 м 3 /с на пожарах фонтанирующих газовых скважин (до 10 млн. м 3 /сутки). Естественно, что в этих условиях режимы истечения, а значит, и режимы горения будут турбулентными.

Для расчета сил и средств на тушение горящих газовых факелов необходимо знать расход газа. Исходные данные для расчета практически всегда отсутствуют, поскольку неизвестны либо давление газа в технологическом оборудовании, либо в пласте месторождения. Поэтому на практике пользуются экспериментальной зависимостью (4) высоты пламени факела от расхода газа, расчетные данные при использовании которой приведены в табл. 2.

Зависимость высоты пламени от расхода газа газового фонтана при различных режимах горения

Расход газа, м 3 /с

Высота пламени, м

2. Методы тушения пожаров газовых фонтанов

До настоящего времени тушение пожаров газонефтяных фонтанов осуществляется одним из следующих способов: мощными водяными струями; струями огнетушащих порошков, подаваемых в факел сжатым газом; газоводяными струями, создаваемыми авиационными турбореактивными двигателями; взрывом мощного сосредоточенного заряда взрывчатого вещества, подвешиваемого вблизи основания факела. Эти способы пригодны для тушения пожаров фонтанов с расходом газа до 3−5 млн. м 3 в сутки, однако при тушении более мощных горящих фонтанов становятся малоэффективными. Применение этих методов требует привлечения большого количества людей и специальной техники, проведения сложных и дорогостоящих подготовительных работ, наличия больших запасов воды. Поэтому сроки ликвидации аварии на скважине нередко затягиваются на многие недели и месяцы, что приводит к истощению ресурсов месторождения и к угрозе гибели скважины.

Принципиально новый вихрепорошковый способ тушения пожаров газовых фонтанов практически любой возможной мощности разработан в Институте гидродинамики Сибирского отделения Российской академии наук совместно с работниками пожарной службы. Тушение факела по этому способу осуществляется путем воздействия на факел воздушным вихревым кольцом, заполненным распыленным огнетушащим порошком. Вихревое кольцо образуется при взрыве небольшого кольцевого заряда взрывчатого вещества, обложенного слоем огнетушащего порошка. Этот способ характеризуется высокой эффективностью, незначительным объемом подготовительных работ и малыми расходами огнетушащих материалов. Простота реализации данного способа позволяет осуществить тушение горящего газового фонтана в сжатые сроки при минимальных затратах людских и материальных ресурсов.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Источник

Дебит нефти или газа

• дебит конкретной скважины,
• средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

Дебит нефтяных скважин измеряется в м³ либо т/единицу времени (м³/час, м³/сутки).
Дебит газовых скважин измеряется в 1000 м³/единицу времени (тыс м³/час, тыс м³/сутки).
Дебит газоконденсатных скважин измеряется в т/единицу времени (т/час, т/сутки).
Дебит водных скважин измеряется в м³/единицу времени (м³/с, м³/час, м³/сутки).
Используются понятия: дебит конкретной скважины; средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

Дебит характеризует устойчивое поступление жидкости или газа в течение длительного времени.
Объём воды, протекающий в единицу времени через поперечное сечение реки или водоносного горизонта, называется расходом воды.
Дебит применяют для измерения объёма воды, получаемого при искусственной откачке воды из колодцев и скважин, в процессе которой подаваемое количество жидкости зависит от способа и интенсивности откачки и понижения её уровня.
Для характеристики производительности водозаборных скважин служит удельный дебит (отнесённый к понижению уровня воды при откачке на 1 м).
Дебит скважины зависит от проницаемости и мощности продуктивного горизонта , условий его питания, распространения и взаимосвязи с другими горизонтами, наличия напора и прочего, а также от условий эксплуатации продуктивного горизонта, степени его вскрытия, понижения уровня нефти или газа при откачке и других факторов.

Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1 е время можно получить завышенное значение дебита, особенно если вскрыта нефть, заключающая большое количество газов.
На основе наблюдений за дебита нефтяных скважин строят кривые, показывающие изменения дебита в процессе эксплуатации.
Анализируя эти кривые, определяют промышленные категории запасов нефти.
Этот метод кривых основан на статистическом учёте добычи нефти за определенные периоды времени.
По кривой зависимости дебита от времени с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита, который служит основой подсчёта запасов нефти по группам скважин и по пласту в целом.

Дебит скважины обязателен к подсчету как для определения параметров насосной установки, так и выбора остального оборудования скважин.

Существует всего методы для подсчета дебита скважин нефтяного месторождения — стандартный и по Дюпюи:

Расчет по стандартной формуле:
D = H x V/(Hд – Hст),
H — Высота водного столба;
V — Производительность насоса;
Hд, Hст — статический и динамический уровень.
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень — абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

Оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения определяется, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом.
Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р _заб=0.
Дебит 1 й скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин, поэтому приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Расчет по формуле Дюпюи:

1. Идеальный случай:

N₀ – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
R_k – радиус контурного питания;
R_c – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

2. Расчет для фактической продуктивности месторождения:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(R_k/R_c)+S).
N – фактическая продуктивность;
S – скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Дебит — фонтан

Дебит фонтана указан для тушения одним пожарный автомобилем газоводжгого тушения. [1]

Дебит фонтана и давление на забое перед закачкой составляют 1 93 м3 / с и 11 1 МПа. [3]

Дебит фонтана и наличие в нем нефти ориентировочно можно определить по следующим признакам. [4]

Дебит фонтана и наличие в нем нефти ориентировочно можно определить по следующим признакам. Газонефтяной фонтан горит оранжевым пламенем, временами появляется черный дым; высота пламени несколько больше, чем у газовых фонтанов. Нефтяной фонтан горит оранжевым пламенем с выделением большого количества черного дыма. [5]

Дебит фонтана и наличие в нем нефти ориентировочно можно определить по следующим признакам. Газонефтяной фонтан горит оранжевым пламенем, временами появляется черный дым. [6]

Существенного уменьшения дебита фонтана удается добиться при значительном числе разгрузочных скважин. Причем, указанные четыре скважины должны иметь с аварийной практически одинаковый забой. [7]

Если известна оценка дебита фонтана , то по этой формуле можно подобрать размеры отводов так, чтобы давление на головке не превышало заданной величины. [8]

Приведенным выше характеристикам соответствует дебит фонтана 140 м / с. Пусть для проведения устьевых работ, например для установки запорной арматуры, желательно уменьшить дебит фонтана вдвое. Положим QHa 70 м3 / с и выполним расчеты по приведенным выше формулам для различных глубин соединения. Результаты расчетов для двух значений давления на устье разгрузочных скважин приведены на рис. 5.7, а. Оно составляет 0 9 м / с и если для разгрузки используют колонны с проходным диаметром 0 2 м ( Q, 0 5 м / с), то таких скважин потребуется две. При увеличении глубины соединения требования к пропускной способности согласно рисунку ужесточаются. Интересно в связи с этим отметить, что при глушении закачкой жидкости в аварийный ствол ( см. гл. [9]

Нефть, накапливающуюся внутри обвалования, отводят в амбары ( вместимостью 10-суточного дебита фонтана ), сооружаемые в 150 — 200 м от устья скважины. Отводят нефть при помощи труб ( иглофильтров), которые пропускают в основание обвалований. Далее-обвалованную площадь постепено уменьшают, передвигая валы ближе к устью скважины, и при минимальной площади поверхности нефти ( десятки квадратных метров) ее начинают забрасывать крупными камнями, кусками металла, мешками с песком. Большая часть нефти отводится по иглофильтрам, меньшая часть и газ продолжают гореть на поверхности песка и металла, накаляя их. Применявшиеся до последнего времен методы тушения заключались в подаче 8 — 10 струй воды на раскаленные песок и металл; в результате бурного парообразования и обволакивания паром фонтана горение нефти часто удавалось прекратить после 1 — 2 атак. [10]

В том случае, когда конструкция разгрузочных скважин известна и требуется определить снижение дебита фонтана при их подключении, число неизвестных в системе оказывается равным числу уравнений. [11]

Указанные данные оператор вводит в ЭВМ и в результате расчета на печать будут выданы: дебит фонтана 173 м / с, забойное давление при фонтанировании — 15 9 МПа, а также зависимость необходимого для глушения объема задавочной жидкости от расхода закачки. [13]

В данном случае можно просто определить количество и размеры разгрузочных скважин, необходимых для снижения дебита фонтана до заданной величины. Действительно, пусть Ga задано, тогда из первого уравнения определяем Gp, а из второго находим давление на забое разгрузочной скважины. Далее, если выполнено условие (5.70), то снижение дебита до заданной величины теоретически возможно за счет выбора достаточно большой величины Qnp. Если же неравенство (5.70) не выполняется, то при данном числе разгрузочных скважин снижение дебита до заданной величины в принципе невозможно. В этом случае необходимо увеличить Np или снизить давление на устье разгрузочных скважин. [14]

В результате подключения разгрузочных скважин система сравнительно быстро выйдет на новый квазистационарный режим, характеризуемый уменьшенным дебитом фонтана . Определим этот дебит, а также рассмотрим задачу о возможности снижения его величины до желаемого предела за счет выбора пропускной способности разгрузочных скважин. [15]

Источник

Вопрос№2

Классификация открытых фонтанов

Открытые фонтаны классифицируют по следующим параметрам:

По дебету, по сложности, по виду флюида, по характеру фонтанирования, по конфигурации струи, по количеству одновременно фонтанирующих скважин, по характеру горения

По дебету — фонтаны классифицируются на:

Слабые – дебит газа в скважине не превышает 0.5 млн. м3/сут, а дебит нефти – до

Средние – дебит газа до 1млн. м. куб./сут, а дебит нефти – до 300 м. куб./сут;

Сильные – дебит газа 1-3 млн. м. куб/сут, а дебит нефти более – 300 м. куб/сут;

Мощные – дебит газа от 3 до 5 млн. м. куб/сут, а дебит нефти – от 800 до 1000 м.

Очень мощные – дебит газа от 5до 10 млн. м. куб/сут;

Весьма мощные – дебит газа более 10 млн. м. куб/сут;

По сложности – фонтаны классифицируются на:

Не сложные – не потеряна база, инструмент спущен в скважину, дебет слабый, в

фотанирующей струе присутствует вода.

Сложные – устье скважины разрушено, воспламенение, грифоны,известно

пространственное расположение ствола скважины.

Очень сложные – на устье кратер, грифоны на большой территории, инструмент упал

на забой, пространственное расположение ствола скважин

Весьма сложные — такой же как очень сложный, но произошёл на промысле, на кусту

где более трёх скважин.

По видуфлюида фонтаны бывают:

Качество выбрасываемого флюида в процессе фонтанирования может меняться.

(газовый фонтан переходит на работу водой, водяной фонтан на работу газом и т. д.)

Фонтан называется нефтегазовым, если нефти в фонтанирующей струе больше чем газа.

Фонтан называется газонефтяным, если газа в фонтанирующей среде больше чем нефти.

По характеру фонтанирования фонтаны бывают:

По конфигурации струифонтаны делятся на компактные, распыленные, комбинированные.

Вопрос №3

Действия вахты при возникновении ГНВП при спуске обсадной колонны.

Дата добавления: 2015-08-05 ; просмотров: 15 ; Нарушение авторских прав

Источник