1. Гидравлический расчет процесса освоения скважины методом замены жидкости.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при опущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

где pi - плотность глинистого раствора; - плотность промы-иочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; -средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлениеми при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы , при смене глинистого раствора на нефть максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.

Этим по существу и ограничиваются возможности метода.

Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

2. Расчет фонтанного подъемника.

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. С одной стороны, известны фонтанные скважины, дающие более 1000 м3/сут нефти. С другой стороны, есть фонтанные скважины с дебитом порядка 5 м3/сут. Для обеспечения фонтанировання все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (кислотные обработки, ГРП и пр.), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости (соленого или глинистого раствора) и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и нефтяного месторождения в целом.

Однако для подобных операций существует очень ограниченный по диаметру набор труб. Это трубы следующих условных диаметров: 48, 60, 73, 89 и 102 мм. Однако из этих размеров эксплуатационных труб трубы диаметром 48 и 102 мм почти не употребляются. Наиболее употребительными (примерно 85%) являются трубы диаметром 73 мм. Лишь для фонтанных скважин, имеющих дебит несколько сот метров кубических в сутки, применяются 89 мм трубы. Можно сказать, что выбор диаметра фонтанных труб определяется не дебитом скважины, а удобством и техническими условиями нормальной эксплуатации таких фонтанных скважин. Периодически в скважины приходится спускать различные приборы для исследования, такие как скважинные термометры, манометры и дебитомеры. Возникает необходимость спуска пробоотборников для отбора проб жидкости с самого забоя скважины. Все эти приборы имеют внешний диаметр порядка 40 мм, и для их свободного спуска до забоя, не прекращая при этом работу скважины, необходимо иметь внутренний диаметр труб не менее 73 мм. Наконец, широкое применение 73-мм труб обусловлено и тем, что эксплуатация фонтанных скважин, как правило, сопровождается отложением парафина на внутренних стенках труб, для удаления которого часто применяются механические скребки, спускаемые на стальной проволоке в фонтанные трубы через лубрикатор. Несмотря на то что диаметр фонтанных труб принимается почти всегда без расчета, вопрос о пропускной способности фонтанных труб или о подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины представляет безусловный интерес и требует своего ответа.

Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погружении

Обычно эти значения лежат в пределах 0,3 - 0,65. Для условия 0,3 < ε <0,65 к. и. д. подъемника при его работе на оптимальном (qопт) и максимальном (qmax) режимах мало отличаются друг от друга. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы фонтанный подъемник работал в промежуточном режиме между qопт и qmax . Работа вблизи точки qmax отличастся наибольшей устойчивостью. Как было показано в разделе 7.2, в этом режиме dq / dV = 0, т.е. изменение дебита при изменении расхода газа почти не происходит. Работа вблизи точки qопт характеризуется некоторой неустойчивостью, проявляющейся в пульсации работы фонтанного подъемника. Это объясняется тем, что небольшим случайным изменениям расхода газа соответствуют значительные изменения дебита (dq / dV > 0).

Поскольку А. П. Крыловым установлено, что qопт = qmax (1- ε), то подача на режиме наивысшего к. п. д. будет

Если Рб > Рнас, то в формулы (8.46) и (8.47) необходимо подставить вместо Рб давление насыщения Рнас, а вместо L расстояние Lнас от устья до точки, где давление равно Рнас. Формулы можно решить относительно диаметра d. Соответственно из (8.46) получим

По этим формулам определяется диаметр фонтанных труб, необходимый для обеспечения в одном случае максимальной подачи [формула (8.48)], а в другом - оптимальной [формула (8.49)] при прочих заданных условиях (Рб, Ру, L, ρ). Заметим, что формулы (8.46) и (8.47) определяют не дебит фонтанной скважины, а только пропускную способность фонтанных труб при заданных условиях. Для правильного согласования работы фонтанного подъемника с работой пласта необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину, который определяется формулой притока, равнялся бы пропускной способности фонтанного подъемника при одном и том же давлении на забое Рс или давлении у башмака Рб .