Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
Фонтанний підйомник проектують на весь період фонтанування. Суть мето-дики Крилова полягає в тому, що розраховують підйомник для кінцевих умов фон-танування при оптимальному режимі, а після цього перевіряють на пропускну зда-тність для початкових умов при максимальному режимі. Звичайно, розрахунку під-лягають 
і d. Решту величин задають або визначають із інших міркувань, наприклад, обводненість доцільно обгрунтувати техніко-економічними розрахунками.
Стосовно свердловин першого типу розміри L, d підйомних труб задають із технологічних міркувань (невелика довжина, максимально можливий діаметр при заданому діаметрі експлуатаційної колони) для забезпечення різних промивань у свердловині, заміни рідин при освоєнні й глушінні та інших технологічних операцій, зменшення корозії експлуатаційної колони і т.ін. У всіх випадках, коли у продукції є пісок (пісочні свердловини), труби спускають до нижніх отворів перфорації (фільтру), а якщо парафін - до глибини випадання парафіну.
Допустимий мінімальний зазор між внутрішньою стінкою обсадної колони і зовнішньою стінкою муфти підйомних труб становить 12-15 мм. Це означає, що максимальний діаметр насосно-компресорних труб не повинен перевищувати при 146 -міліметровій експлуатаційній колоні 73 мм, при 168-міліметровій — 89 мм і при 194 -міліметровій — 114 мм (взято за умовними діаметрами обсадних і насосно-компресорних труб).
Гранична глибина спуску НКТ у фонтанну свердловину залежно від діаметра і групи міцності (сталь марки Д, Е, К, Л, М, Р) становить 1780 — 5500 м.
Граничну допустиму глибину спуску однорозмірної колони труб у фонтанну свердловину визначають із розрахунку на дію власної ваги залежно від типу труб за формулою
(10.8)
де 
— відповідно розтягуюче навантаження, при якому напруження у тілі
рівноміцної труби досягає межі текучості, і зрушуюче навантаження різьбового з'єднання нерівноміцної (гладкої) труби, Н (табл. 10.5); 
— коефіцієнт запасу міц-ності (звичайно приймається рівним 1,5); 
— маса 1 м труб, кг; 
— прискорення вільного падіння, м/с2.
Із умови артезіанського фонтанування (10.4) знайдемо дебіт свердловини 
і за рівнянням індикаторної лінії (10.3) відповідний йому вибійний тиск 
Параметри рідини приймають при середніх значеннях тиску і температури у свердловині. Тиски за-трубний 
і біля башмака НКТ 
пов'язані рівнянням (9.1).
Таблиця 10.5
| Параметри насосно-компресорних труб | Група МІЦНОСТІ | Умовний діаметр, мм | |||||
| Д | 435(541) | 627(758) | |||||
| К | 573(712) | 825(998) | |||||
| Gтах, кН | Е | 644(801) | 928(1122) | ||||
| Л | 763(949) | 1099(1229) | |||||
| М | 884(1100) | 1274(1549) | |||||
| Р | 1084(1349) | 1563(1890) | |||||
| Д | 289(395) | 437(568) | |||||
| К | 380(519) | 575(748) | |||||
| G3p, KH | Е | 427(584) | 646(840) | ||||
| Л | 506(692) | 766(996) | |||||
| М | 587(803) | 887(1153) | |||||
| Р | 720(9*5) | 1089(1416) | |||||
| Площа поперечного перерізу тіла труби, см2 | - | 5,57 | 8,68 | 11,66 (14,51) | 16,81 (20,32) | 19,41 | 23,58 |
| Площа поперечного перерізу прохідного каналу, см | - | 12,75 | 19,86 | 30,18 (27,33) | 45,22 (41,71) | 61,62 | 78,97 |
Примітка.У дужках вказані параметри для товстостінних труб.
Стосовно свердловин 2-го і 3-го типів з використанням умови газліфтного фонтанування визначають глибину L спуску труб за формулами (10.5) і відповідно 
При цьому діаметром підйомних труб спочатку задаються залежно від дебіту Q (при 
6 МПа):
Q. т / добу 10-20 20-50 50-100 100-200 >200
d, mm (умовний) 43 60 73 89 102
Звичайно приймають умовний діаметр 73 мм, оскільки діаметр мало впливає на результат розрахунку L і 
Діаметр НКТ для свердловин 2-го і 3-го типів розраховують із формули про-дуктивності Крилева (9.19) при оптимальному режимі для кінця фонтанування, м
(10.9)
де 
— дебіт кінця фонтанування (приймають за проектом розробки покладу), м3/с.
Якщо обчислений діаметр труб не дорівнює стандартному, то приймають ближчий менший стандартний діаметр, що забезпечить роботу фонтанного підйомника між режимами 
і 
(див. рис. 9.2) або використовують ступінчасту колону труб:
(10.10)
де 
— довжина нижньої і верхньої секцій НКТ відповідно меншого 
і більшого 
стандартних діаметрів, м.
Потім перевіряють підйомник на пропускну здатність при максимальному режимі для початкових умов фонтування. Для цього із умови газліфтного фонтанування при максимальному режимі графоаналітично чи методом ітерацій знаходять невідомий гирловий тиск 
на початку фонтанування:
або
(10.11)
де приймають 
чи 
відповідно для свердловин 2-го і 3-го типів, а обводненість, звичайно, 
= 0.
За формулою (9.18) обчислюють максимальну продуктивність підйомника 
для умов початку фонтанування.
Якщо 
де 
— початковий дебіт свердловини (відомий із проекту розробки) , то приймають кінцево труби діаметром 
, який задовільняє кінцевим і початковим умовам фонтанування.
Якщо 
< 
, виконують перерахунок діаметра на початкові умови фонтанування із формули максимальної продуктивності Крилова (9.18), в якій приймають 
:
(10.12)
Обчислений діаметр 
може не збігатись із стандартним діаметром, тоді приймають ближчий більший стандартний діаметр, що забезпечить роботу підйомника між режимами 
і 
( або аналогічно ступінчасту колону труб.
Діаметр 
може бути більшим максимально можливого діаметра труб, які можна спустити у дану експлуатаційну колону, тоді приймають діаметр труб максимально можливим для заданої експлуатаційної колони, чим обмежується дебіт свердловини, або вирішують питання можливості експлуатації свердловини (відбору нафти) по трубах і за-трубному простору (наприклад.відсутнє відкладання парафіну на стінках свердловини). Останній випадок трапляється дуже рідко; розрахунок виконується аналогічно, а особливості обчислення еквівалентного діаметру труб при цьому стосовно газліфтної експлуатації наведені у гл.ІІ.
Якщо діаметром і глибиною спуску труб чи вибійним тиском задаються з інших міркувань (винесення із пласта піску; 
; конусоутворення підошовної води чи верхнього газу і таке інше), то з використанням цих же формул за цього ж принципу визначають інші параметри, наприклад обводненість.
Тиски затрубний 
і біля башмака труб 
зв'язані між собою формулами (9.1) для свердловин другого типу і (9.3) — для свердловин третього типу.
При розрахунку фонтанної експлуатації з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта аналогічно виходять із того, що дебіт Q і рівняння припливу (чи індикаторна лінія) відомі. Може вивчатися один випадок заданого дебіту Q чи вся область можливих і
Рис. 10.5. Криві розподілу тиску р вздовж стовбура (а) і узгодження (б, в) роботи пласта Q( 
) з роботою фонтанного підйомника 
( 
) при різних характеристиках залежності 
неможливих умов фонтанування. Ця методика використовується для розрахунку газліфтного фонтанування.
У загальному випадку задаються рядом значень вибійного тиску 
< 
. Для прийнятих значень 
шукають відповідні значення Q за рівнянням припливу чи індикаторною лінією. Залежно від знайдених значень Q задаються одним діаметром НКТ. Приймають, що підйомні труби повинні бути спущені на глибину початку виділення газу (свердловини 2-го типу) або до верхніх отворів фільтра (свердловини 3-го типу). Якщо наявні ускладнюючі чинники (винесення піску, відкладання парафіну у свердловині та інше), то їх необхідно враховувати при виборі глибини спуску труб, яка конкретно встановлюється при побудові кривої розподілу тиску.
Дальше розраховують за однією із методик (див. гл. 9) криву розподілу тиску 
для кожного дебіту Q згідно з принципом "знизу вверх", починаючи від точки вибою з відомим тиском 
, відповідним прийнятому Q, і визначають гирловий тиск 
(рис. 10.5). При цьому можливі такі випадки:
1. 
— труби опущені до вибою, зокрема: а — 
- у НКТ рухається газорідинна суміш; б — 
> 
- у НКТ переміщується негазована рідина від 
. до 
і вище - газорідинна суміш;
2. 
< 
- башмак НКТ встановлений вище вибою на відстані 
= Н — h/2 — L, де Н— глибина свердловини до рівня середини інтервалу перфорації, м; Л — довжина інтервалу перфорації, м; L — глибина спуску труб, м; а - 
— в обсадній експлуатаційній колоні і у НКТ на відстані 
рухається газорідинна суміш; б - 
— при 
в обсадній колоні від 
до 
рухається негазована рідина, дальше в обсадній колоні
і в НКТ — газорідинна суміш; при 
від вибою до башмака НКТ переміщується негазована рідина, а у НКТ — газорідинна суміш; при 
> 
в обсадній колоні і у НКТ до 
переміщується негазована рідина, а вище у НКТ — газорідинна суміш.
У результаті одержують сукупність відповідних один одному даних 
причому звичайно
(10.13)
Будують графіки 
і 
|, які відображають спільну узгоджену роботу пласта і фонтанної свердловини. На осі 
відкладають значення тиску 
на початку викидної лінії (шлейфа), яка забезпечує надходження продукції свердловини на пункт збору чи проміжну насосну станцію. Цей тиск є мінімальним гирловим тиском при фонтанній експлуатації, тобто 
Величині відповідає 
і 
найбільший фонтанний дебіт 
Можливі режими фонтанування для умов даної свердловини показані штриховкою на осях графіка рис. 10.5. Якщо встановити режим роботи свердловини при 
то йому будуть відповідати 
і 
а надлишок гирлового тиску 
= 
буде витрачатися у штуцері. Слід зазначити, що залежність 
може мати різний характер: монотонний, максимуму чи мінімуму 
(рис. 27.5). Найбільш раціональним буде режим при 
Подібні розрахунки і побудови доцільно виконати для різних значень діаметра труб d. Графічна залежність Q(d) дасть змогу обґрунтовувати вибір раціонального в конкретних умовах чи найбільшого дебітів свердловини.
Список літератури
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990. -427с.
2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.
3. Нефтепромысловое оборудование: Справ./ Под ред. В.И.Бухаленко. - 2-е изд. - М.: Недра, 1990.-559с.
4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/А.И.Акульшин, B.C.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М.Дорошенко - М.: Недра, 1989. - 480 с.
Глава 1 1