5.4 Установление режима работы фонтанной скважины.

Колонну фонтанных труб диаметром, выбранным по изложенной методике, спускают в скважину, подключают к системе сбора и проводят ее исследование. Полученная индикаторная кривая 1 скважины накладывается на семейство характеристических кривых 2, построенных для выбранного диаметра колонны НКТ при различных давлениях на устье (5.4.2). При построении индикаторной линии давления приводятся к уровню башмака колонны. Если условиями разработки заданы депрессия или дебит из данной скважины то определяют устьевое давление, обеспечивающее этот дебит (рис. 5.4.2).

Прёдставляет интерес и обратная задача -изучение зависимости изменения устьевого давления (вследствие изменения системы сбора) от дебитов отдельных скважин. Эта задача также решается с помощью номограммы.

Рисунок 5.4.1. - Определение диаметра колонны НКТ для данной скважины

Рисунок 5.4.2. - Установление режима работы фонтанных скважин

5.5 Расчет фонтанного подъемника по начальным и конечным условиям фонтанирования.

Удельный расход затрачиваемой при фонтанировании скважины пластовой энергии зависит при определенном дебите от диаметра подъемных труб. Для получения оптимального дебита в течение всего периода фонтанирования и для максимального удлинения этого периода необходимо подобрать такой диаметр подъемных труб, который обеспечил бы оптимальный режим в конце фонтанирования, когда избыточная энергия минимальная. Найденный диаметр подъемника надо затем проверить на максимальную пропускную способность в условиях начала фонтанирования, И только в случае, когда подъемник не сможет пропустить более высокий начальный дебит скважины, подбирать диаметр подъемных труб следует по начальным условиям фонтанирования из расчета работы его на максимальном режиме. Данные по скважине: подъемные трубы спущены до верхних дыр фильтра Ь = 2000 м; начальный дебит скважины = = 350 т/сутки; конечный дебит скважины = 90 т/сутки; начальный газовый фактор С, = 500 ми/т; абсолютное начальное забойное давление (давление у башмака) р = 150 ст; абсолютное конечное забойное давление Ри = 125 ат; абсолютное конечное давление на устье Ри = 5 ат; относительный удельный вес нефти ‘у = 0,9. Находим оптимальный диаметр подъемника по конечным условиям фонтанирования скважины:

(5.13)

Принимаем d=2”, Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность во формуле

(5.14)

В этой формуле неизвестной величиной является давление на устье скважины в начале фонтанирования (р2,,), которое может быть определено из формулы

(5.15)

Для облегчения нахождения р_2н можно воспользоваться графиком рис. 81, но для этого надо найти значение абсциссы

(5.16)

По этому графику находим абсолютное давление на устье р_2н, = 58 ат при забойном давлении в начале фонтанирования Р_1н,=150ат. Находим максимальную пропускную способность 2” подъемника:

(5.17)

При найденном диаметре подъемник не может пропустить более высокий начальный дебит скважины (Q= 350 т/сутки), поэтому определим необходимый диаметр подъемника по начальным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на максимальном режиме:

(5.18)

Рисунок 5.5.1. - График для определения давления на устье фонтанного подъемника

В этом случае можно принять одноступенчатый подъемник = = 62.5мм или эквивалентный полученному по расчету нестандартному диаметру двухступенчатый подъемник из труб диаметром внизу 50мм и вверху 62.5мм. Такой подъемник не будет работать с максимальным к. п. д. в конце фонтанирования, поэтому фонтанирование скважины прекратится несколько раньше.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При увеличении диаметра НКТ, возрастает объем добычи. Что приводит к тому, что можно использовать меньше скважин, а следовательно затрачивать намного меньше средств на установку.

Скважина фонтанирует до определенной степени обводненности продукции, а затем подключают насосы для забора оставшейся продукции.

При фонтанной добыче нефти требуется подобрать такую компоновку подземного оборудования, которая позволит с одной стороны обеспечить максимально возможный отбор нефти, а с другой стороны - продлить срок фонтанирования. Важнейшим структурным элементом при оптимизации вышеприведенной задачи является газожидкостный подъемник, а именно: диаметр НКТ, длина ступеней НКТ.

Для выбора оборудования и установления режима работы фонтанных в газлифтных скважин предлагаются аналитический метод акад. А. П. Кры- лова и графоаналитический метод, в основу которого положено использование кривых изменения давления вдоль колонны НКТ.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор Гф был больше или равен удельному расходу газа при оптимальном режиме. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала в оптимальном режиме. Использование графического способа может оказаться полезным. Он дает возможность выявить необходимость смены диаметра НКТ в скважинах для увеличения дебитов или продления сроков фонтанирования.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мордвинов, А.А. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений [Текст]: методические указания для студентов/ А.А. Мордвинов, Е.Л. Полубоярцев, О.А. Миклина. - Ухта: УГТУ, 2006.- 31с.

2. Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]:М.: Недра, 1973.- 384с.

3. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст]: Изд.2 перераб. И доп. М.: Недра, 1979.- 319с.: ил.

4. Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти [Текст]: учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. - М.: Недра, 1986.- 382с.: ил.

5. Акульшин, А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]: учебник для техникумов/ А.И. Акульшин, В.С. Бойко. – М.: Недра, 1989.- 480с.: ил.

6. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [Текст]: М.: Недра, 1983 год.- 455 стр.

36