Артезианское фонтанирование

Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе.

Давление на забое скважины Р_с при фонтанировании определяется уравнением (1), в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением (2) где— средняя плотность жидкости в скважине;Н — расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины. Для наклонных скважин гдеL — расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; — средний зенитный угол кривизны скважины.

Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол кривизны , расстояние Н необходимо определять разделением глубины скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на вертикальную ось:(3) где— длина i-ro интервала;— угол кривизны-го интервала;п — 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 Р_с, Р_у — плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно.

При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная (5) где n — доля воды в смеси (обводненность);— плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненностьп вдоль ствола скважины бывает неодинаковой.

Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95—98 % от величины Р_с.

Противодавление на устье скважины Р_у определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Р_у бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

19. Коэффициент продуктивности скважины, формула Дюпюи. Понятие о совершенстве скважин.

Коэффициент продуктивности скважины- количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины при создании депрессии давления на её забое 0,1 МПа. Иногдакоэффициент продуктивности скважинынефтяных скважин определяется как количество нефти, которое может быть получено при снижении ее статического уровня на 1 метр.

Продуктивность— это коэффициент, характеризующий возможностискважиныпо добыче нефти.

По определению коэффициент продуктивности— это отношениедебитаскважины кдепрессии:где— коэффициентпродуктивности[м³/(сут*МПа)],—дебитскважины [м³/сут],—депрессия[МПа],— пластовоедавление(на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа],— забойноедавление(на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].