Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на забоях скважин достаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления, расходуемое на преодоление трения движения жидкости. Условием фонтанирования скважины является равенство:
, (1)
где 
- давление на забое скважины; 
- гидростатическое давление столба жидкости в скважине; 
- потери давления на трение в НКТ, 
- противодавление на устье.
Различают два вида фонтанирования скважин:
1. фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование:
2. фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианское фонтанирование.
Давление на забое скважины при фонтанировании определяется уравнением (8.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости при постоянстве плотности жидкости определяется как
, (2)
где 
- средняя плотность жидкости в скважине; Н – расстояние по вертикали между забоем и устьем скважины.
Для наклонных скважин
,
где 
- расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; 
- средний угол кривизны скважины.
Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны 
, расстояние H необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:
, (3)
где 
- длина 
- го интервала; - угол кривизны - го интервала; 
- число интервалов, на которое разбивается общая глубина скважины.
При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю плотность
, (4)
где 
- плотности жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно.
При фонтанировании обводненной нефти плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная
,
, (5)
где - доля воды в смеси (обводненность); 
- плотности нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.
Противодавление на устье скважины определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита.
Потери давления на трение определяются по обычным формулам трубной гидравлики:
. (6)
Здесь L – длина НКТ вдоль оси скважины. Скорость жидкости в НКТ 
определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ:
, (7)
где Qн , Qв – дебит нефти и воды скважины, приведенной к стандартным условиям; ρн , ρв – плотности нефти и воды при стандартных условиях; bн , bв – объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ; f – площади сечения НКТ от забоя до башмака.
При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ d существенно влияет на величину ртр. Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.
Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как сж, d и ρ, необходимые для определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу Гатчика и Сабри:
, (8)
где μэ— динамическая вязкость эмульсии; μвс — динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс — вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс — вязкость воды); φ — отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.
При пользовании формулой (8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60—70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо φ подставлять объемное отношение нефти к воде.
Коэффициент сопротивления λ, зависит от режима течения. Установлено, что при Re<1200 течение ламинарное, при Re>>2500 —турбулентное и при 1200<Re<2500 —так называемая переходная зона.
При ламинарном движении
. (9)
При турбулентном движении
. (10)
Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по формуле
. (11)
Причем формулу (11) можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200<Re<50000.
Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть определен общим уравнением притока
Q = K(pп — pc)n. (12)
Решая относительно рc, получим
. (13)
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (1) и (13).
. (14)
Левая часть равенства зависит от Q, так как ртр и ру зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как рг не зависит от Q. Введем в левую часть (14) некоторую функцию от Q. Тогда
. (15)
Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (15) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем левую часть равенства (15) ;
(16)
и правую часть равенства
. (17)
Далее строятся два графика A(Q) и B(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 67.
Рисунок 67. Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q)
и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)
Точка пересечения линий A(Q) и B(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление рc. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям разработки и эксплуатации месторождения.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему