Крил - Q 5 страница

В процессе обводнения скважины увеличивается плотность жидкости и, что более существенно, уменьшается количество поступающего в скважину газа. Если р₃>р„, практически весь газ выделяется из нефти, в воде же его содержание пренебре­жимо мало. В результате с ростом обводненности уменьшается количество газа в смеси и увеличивается ее плотность. Градиент

144 давления возрастает, и при одном и том же забойном давлении это приводит к необходимости уменьшения устьевого давления.

Наступает момент, когда равенство (VII.3) не может быть выполнено и тогда необходим подвод дополнительной энергии (энергии сжатого газа или механической энергии насоса).

На рис. VII.3 и VII.4 показаны кривые изменения давления в газлифтной и насосной скважинах. При газлифтном способе эксплуатации для уменьшения плотности газожидкостной смеси на глубине L в продукцию нагнетают дополнительное количе­ство свободного газа. В результате под воздействием забойного Рз давления обеспечивается подъем более легкой смеси и созда­ются условия, необходимые для транспорта продукции.

При насосном способе эксплуатации на глубину L спускают насос, давление на выкиде которого р_в достаточно для подъема продукции скважины.

§ 3. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

При восходящем движении газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных скоростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стесненных условиях движения смеси в НКТ она может быть высокой.

Скорость всплытия одиночных пузырьков газа в сосуде не­ограниченного диаметра определяется свойствами газа и жидкости и линейными размерами пузырьков (рис. VII.5). Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (за­кон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их ме­няется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не

10 Заказ N° 3597 145

а

Рис. VI 1.5. Зависимость скорости всплытия пузырька газа в жидкости от его линейного размера

Рис. VII.6. Структура газожидкостной смеси при восходящем ее движении в трубах

могут сохранить целостность пузырьков. Происходит их дроб­ление, и более мелкие всплывают с несколько меньшей скоро­стью.

Итак, максимальная скорость всплытия одиночных пузырь­ков газа в жидкости ограничена и зависит от свойств и газа, и жидкости. Например, максимальная скорость всплытия пу­зырьков воздуха в дистиллированной воде порядка 26 см/с, а газа в нефти обычно не превышает 20 см/с.

В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры НКТ. При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырь­ковая структура, рис. VII.6,а). Их формы и размеры определя­ются соотношениями между силами сопротивления и поверхно­стного натяжения. 'Относительная скорость при этой структуре не превышает 10—20 см/с.

С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается че-точная (пробковая) структура (см. рис. VII.6, б). Относитель­ная скорость газа достигает 50—100 см/с.

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (см. рис. VII.6, в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увле­каемая газом за счет сил трения. Относительная скорость при такой структуре течения может быть значительной (достигать десятков метров в секунду) и небольшой (когда толщина коль­цевого слоя жидкости на стенках трубы незначительна и жидкость переносится в основном потоком газа в виде мель­чайших капель). Помимо указанных структур можно выделить также и промежуточные виды. Вид структуры зависит не только от газонасыщенности, но и от скоростей фаз и свойств жидкости и газа.

Различают два вида газонасыщенности: расходную р — отношение объемного расхода газа к расходу смеси при данных термодинамических условиях и истинную ф — это отношение средней площади трубы, занятой газом, к площади сечения трубы. Если бы газ и жидкость двигались с одинаковой скоро­стью, то ф была бы равна р. В восходящем потоке смеси газ движется с большей скоростью, поэтому ф<р, и тем меньше, чем больше относительная скорость. Действительно, газ при одинаковом расходе, двигаясь с большей скоростью, занимает меньшую площадь сечения трубы.

Итак, с ростом относительной скорости уменьшается содер­жание газа в смеси, а это ведет к увеличению ее плотности.

Впервые дифференциальное уравнение движения газожидко­стной смеси получил Верслуис в 1930 г. При его выводе ско­рости жидкой и газовой фаз принимались одинаковыми. В 1933 г. А. П. Крылов вывел уравнение движения, в котором учитывал различие в скоростях фаз.

В дифференциальных уравнениях движения газожидкост­ных смесей по трубам учитываются разнообразные процессы и явления (массо- и теплообмен между фазами, процессы на границе раздела фаз и т. д.). Не все из них можно проинтегри­ровать в общем виде, но при наличии ЭВМ их решение не вы­зывает затруднений. И все-таки проблема расчета движения га­зожидкостных смесей окончательно не решена, так как в урав­нениях остаются два параметра, которые нельзя определить теоретически: один из них характеризует потери энергии на преодоление массы столба смеси, другой — на трение.

Для решения проблемы определения потерь на трение при движении по трубам однофазного потока потребовались труды сотен исследователей в течение ряда десятилетий. В резуль­тате была получена зависимость коэффициента гидравличе­ского сопротивления от числа Рейнольдса. Универсальная зависимость для коэффициента, характеризующего гидравличе­ские потери при движении газожидкостной смеси, пока не най­дена. То же самое можно сказать об относительной скорости газа в потоке смеси. Эта скорость или определяемая ею истин­ная газонасыщенность зависит от скорости движения смеси и свойств газа и жидкости, последние, в свою очередь, являются функцией давления и температуры. Вывод уравнений расчета коэффициента истинной газонасыщенности осложняется процес­сами коалесценции и диспергирования пузырьков газа при дви­жении смеси. На эти процессы влияет содержание в жидкости поверхностно-активных веществ, учесть которые очень трудно. Эти вещества также влияют и на условия перехода от одной

структуры к другой в процессе движения смеси, т. е. на гидрав­лические потери.

Для определения составляющих потерь давления на преодо­ление массы столба смеси и на трение используют эмпириче­ские зависимости, полученные при обработке данных промысло­вых или лабораторных исследований. В уравнении движения газожидкостной смеси пренебрегают потерями давления на ус­корение и потерями, имеющими еще меньшее значение. Такое уравнение имеет вид

dp Pcugdh + dprp, (VI 1.4)

где dp — общие потери давления по длине подъемника dh\ рем — плотность смеси; g — ускорение свободного падения; dp_TV— потери давления на трение. Условия проведения экспери­ментов обычно не одинаковы, различны также и методы интер­претации данных исследований. Поэтому методики расчета движения газожидкостных смесей отличаются друг от друга.

При расчете промысловых газожидкостных подъемников наиболее распространены в нашей стране методики А. П. Кры­лова— Г. С. Лутошкина, из зарубежных: Поэтмана и Карпен-тера, Данса и Роса, Оркишевского. Эти методики, к сожале­нию, не универсальны, и поэтому при использовании любой из них необходимо учитывать условия месторождения, для чего обычно сравнивают расчетные кривые изменения давления вдоль лифта с фактическими, полученными поинтервальными измере­ниями давления в эксплуатирующихся скважинах.

Цель расчета промысловых газожидкостных подъемников — выбор оборудования и установление режима эксплуатации скважин при различных способах эксплуатации. Необходимость расчета подтверждается данными анализа зависимости потерь давления от диаметра, дебита жидкости и расхода газа. Пере­пишем уравнение (VII.4) в безразмерном виде:

I _ Рем J ¹ dPrp (VII.5)

Рж£ dh Рж 9ж§ dh

где рж — ПЛОТНОСТЬ жидкости.

В левой части этого уравнения приведены общие потери энергии, в правой — потери энергии на преодоление массы столба смеси и на трение.

Рассмотрим изменение общих потерь энергии в функции рас­хода газа V при подъеме жидкости с заданным дебитом q по трубам диаметром d (рис. VII.7). Увеличение расхода газа ве­дет к росту скорости смеси, а следовательно, и потерь на тре­ние dp_TV/p_mgdh (см. рис. VII.7, кривая /), а также к увеличе­нию истинной газонасыщенности смеси и уменьшению ее плот­ности, т. е. к уменьшению первого слагаемого в правой части уравнения (VII.5) (см. рис. VII.7, кривая 2).

медленным (см. рис. VII.8, кривая 7). В этом случае уменьша­ются скорость смеси и степень турбулизации потока; дробление пузырьков газа становится менее интенсивным, и более круп­ные пузырьки всплывают с большей относительной скоростью (см. рис. VII.5).

С ростом относительной скорости увеличиваются и плот­ность смеси, и расход энергии на преодоление массы столба смеси (см. рис. VII.8, кривая 2). При больших диаметрах эти потери возрастают интенсивнее, чем уменьшаются потери на трение (кривая /). В результате общие потери снова начинают расти (кривая 3). Итак, для подъема заданного дебита жидко­сти при известном газовом факторе G или заданном расходе газа можно подобрать такой диаметр лифта, который обеспе­чит минимум расхода давления.

§ 4. ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОДЪЕМНИКА

При изучении закономерностей движения газожидкостных сме­сей в трубах только на основании экспериментальных данных устанавливают влияние на истинную газонасыщенность свойств фаз, характеристик потока смеси и оценивают потери давления на трение.

Основа большинства существующих методик расчета дви­жения газожидкостных смесей по вертикальным трубам — эм­пирические зависимости, полученные при обработке результатов лабораторных исследований, проводимых на установках, подоб­ных установке А. П. Крылова. Его установка состояла из труб различного диаметра длиной 20 м, по которым движется газо­жидкостная смесь. При экспериментах измеряли расход фаз, общий перепад давления и истинную газонасыщенность ср по­тока. Затем определяли плотность смеси

Рем = Рж (1 — ф) +Prf. (VII.6)

а по формуле (VII.4) устанавливали потери давления на тре­ние. В результате обработки данных исследований находили за­висимость расхода давления на преодоление массы газожидко­стной смеси и на трение от термодинамических, расходных и геометрических параметров. А. П. Крыловым было получено уравнение движения газожидкостной смеси по вертикальным трубам:

dp g + 0,7S5rf» +fliV + flrf''^re+«iygi (VII.7)

где q и V — объемные расходы жидкости и газа при соответ­ствующих термодинамических условиях, м³/с; d — внутренний диаметр труб, м; а_и «2 и а₃ — коэффициенты, приведенные в табл. VII.2.

В уравнении (VII.7) первое слагаемое в правой части от­ражает потери энергии в безразмером виде на преодоление массы столба смеси единичной длины, три последующих — по­тери на трение на единичной длине подъемника.

Рассмотренная методика А. П. Крылова (установления за­висимостей) относится к группе, в которой потери на преодо­ление гидростатического давления смеси и на трение опреде­ляют отдельными зависимостями. При необходимости учиты­вают и инерционные потери давления или потери на ускорение смеси, которые в большинстве случаев пренебрежимо малы по сравнению с потерями на трение.

Другую группу составляют методики, в которых потери давления определяют по одной общей зависимости. Преиму­щество этих методик заключается в возможности установления эмпирических зависимостей на основе промысловых данных, т. е. в построении зависимостей для условий конкретных мес­торождений. Но эти методики менее универсальны.

§ 5. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПРОМЫСЛОВЫХ ПОДЪЕМНИКОВ

Для выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин применяют аналитический метод А. П. Крылова и графоаналитический метод, основанный на использовании кривых изменения давления вдоль колонны НКТ (р=/(Я), называемых также градиентными кривыми или про­филями давления. По этим методам практически получают оди­наковые результаты при дебитах до 200 т/сут, газожидкостных отношениях до 100—150 м³/м³ и вязкостях жидкости, не превы­

шающих 20 мПа - с. В аномальных условиях (при больших дебитах и газосодержаниях или при откачке высоковязких жид­костей) точность графоаналитического метода будет выше, чем аналитического, если градиентные кривые p = f(H) рассчиты­вались по методике, наиболее приемлемой для условий данного месторождения. О приемлемости методики судят, сравнивая данные, рассчитанные по нескольким методикам с фактическими результатами поинтервального измерения давления в экс­плуатирующихся скважинах. Выбирают методику, по которой получают наименьшие отклонения расчетных результатов от фактических в широком диапазоне изменения параметров сква­жин на данном месторождении. Для расчета промысловых газожидкостных подъемников используют в основном графо­аналитический метод.

Следует отметить, что название методов несколько условно, так как раньше для решения многих задач с применением формул А. П. Крылова пользовались графиками. В последнее время для промысловых расчетов широко используют ЭВМ. В машину вводится программа расчета по данной методике в виде аналитических и табличных зависимостей, характери­стика пласта и скважин, а ЭВМ дает уже готовые рекомендации по выбору оборудования и установления оптимального режима эксплуатации скважин. Тем не менее в дальнейшем для на­глядности и возможности анализа нами будут показаны после­довательность и промежуточные результаты решения промыс­ловых задач, где широко применяют графические методы ре­шения и построения.

По выбранной для данного месторождения методике строят градиентные кривые p = f(H) для НКТ различного диаметра при движении по ним продукции скважин с разными дебитами и обводненностью. -Если скважины эксплуатируются газлифт-ным способом, во время построения градиентных кривых учи­тывают и различные газожидкостные отношения.

Для расчетов необходимо иметь результаты исследования пластовых нефтей. На рис. VII.9 показаны зависимости свойств нефти и газа от давления, значение объемного коэффициента нефти б, количества выделившегося VVb и растворенного V_rp газа, приходящегося на 1 т нефти, в функции давления. Эти кривые различны для каждого месторождения и определяются экспериментально.

Как уже отмечалось, в основу многочисленных методик расчета движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам положено дифференциальное уравнение баланса дав­ления:

-^=Рс«£ + Рем£^ + Рсм^, (VII.8)
dh dh dh

где dp — изменение давления на длине трубы dh; р_см и v —

Рис. VI 1.1(0. Блок-схема расчета на ЭВМ забойного давления в зависи­мости от устьевого

средние значения плотности и скорости смеси на этой длине; g— ускорение свободного падения; dh_jp — потери на трение на длине dh_y выраженные в метрах столба смеси. Последнее сла­гаемое отражает потери на ускорение движения смеси.

Существующие методики отличаются конкретными выраже­ниями для определения слагаемых в правой части уравнения (VII.8). Для каждой методики это уравнение (VII.8) можно представить в следующем виде:

dp/dh = f(p_y h). (VII.9)

Уравнение (VII.9) — нелинейное дифференциальное урав­нение первого порядка. Так как в состав этого уравнения вхо­дят сложные эмпирические функции, аналитически оно не ре­шается. Для решения (VII.9) чаще используют численный метод последовательных приближений (метод итерации), сущ­ность которого заключается в следующем: уравнение (VII.9) преобразуют в уравнение в конечных разностях, задают числен­ное значение приращения одной из переменных (Ар и А/г) и за­тем методом итерации определяют приращение другой пере­менной. Целесообразнее задаваться значением Ар. Это приводит к уменьшению числа итераций в одной расчетной ступени, вследствие того что параметры уравнений (VII.8) и (VII.9) в большей мере зависят от давления, чем от температуры.

На рис. VII. 10 показана блок-схема расчета забойного дав­ления рз в зависимости от устьевого ру. По этой схеме можно наглядно представить процесс расчета распределения давления вдоль ствола газожидкостного подъемника методом итерации.

После ввода необходимых данных вычисления начинают с известной точки (устье): глубина h_x = О, давление Pi = р_у. Принимают приращение давления Др, которому соответствует приращение глубины ДА' (приблизительно принятое). Это поз­воляет определить средние давление р и температуру Т на рас­четном интервале, если предположить, что изменение темпера­туры с глубиной известно.

Затем устанавливают структуру течения смеси на расчет­ном интервале (если ее рассматривают в используемой мето­дике). Определив на заданном интервале плотность смеси р_см и потери на трение ДА_тр, по (VII.9) находят ДА, соответствующее принятому приращению давления Др. Если значения Ah' и Ah совпадают с требуемой точностью допустимой погрешности ите­рации є, вычисления проводят для следующего интервала. В про­тивном случае принимают найденное значение Ah при первой итерации за оценочное и повторяют расчет. Если вновь /ДА— —ДА'/>є, то машина переходит ж третьей итерации и так до тех пор, пока после очередной итерации не получат /ДА—ДА'/^е. Таким образом, є — это допустимая погрешность итерации, т. е. максимально возможное различие в приращениях глубины ДА при их определении в двух последующих итерациях. Затем пе­реходят к расчету следующего шага, задаются значением -Др и определяют соответствующее значение ДА.

Расчет продолжают до тех пор, пока сумма интервалов

і

hi^^Ahi не будет равной или не превысит длину НКТ L. При і

hi=L значение pi соответствует расчетному забойному давле­нию. Если Hi>L_y то р'з находят интерполяцией.

По блок-схеме, показанной на рис. VII. 10, устанавливают потери давления в многофазном вертикальном потоке с некото­рым приближением. Точность будет тем больше, чем меньше приращение-давления Др и допустимая погрешность итерации е. Следует учитывать, что с уменьшением Др возрастает число интервалов или шагов, на которые разбивается длина НКТ, а с уменьшением є — число итераций в одном шаге. В резуль­тате увеличивается машинное время.

При минимуме расхода машинного времени достаточную для практики точность получают в том случае, если є=1 м, а интервал приращения давления выбирают с учетом условий, приведенных ниже.

р, МПа........................................................................ <1 1—4 4—16 16—30 >30

Др, МПа......................................................................... 0,1 0,2 0,8 3,0 6,0

При низких давлениях р градиент Др в скважинах обычно мал, а скорость его изменения значительна. Поэтому для' полу­чения необходимой точности расчета следует принимать невы­сокий Др. При высоких р, когда градиенты давления велики и изменяются медленно, для обеспечения требуемой точности можно брать большое Др.

§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИИ ФОНТАНИРОВАНИЯ

Для примера приведем алгоритм расчета градиентной кривой по методике А. П. Крылова. Преобразуем уравнение (VI 1.7) в уравнение в конечных разностях:

ДА = Др/ржй. (VII.10)

_гле t-Is»-+h ■ о -? + °>^785а2 о •

ГДЄ 5— Г "тр, Рем——— Рж,

Рж V + q + 0,785d²

Расчет ведем для 1-го интервала при давлении р_г. В соот­ветствии с данными, приведенными выше, выбираем Др. Среднее

давление на интервале р = р_г + Др/2. Исходя из приблизи­тельной оценки длины интервала ДА', находим среднюю темпе­ратуру Т (см. рис. VII. 10). По методике А. П. Крылова пред­полагается, что в промысловых подъемниках существует одна пробковая структура. Поэтому переходим к расчету составля­ющих градиентов давления. По графикам (см. рис. VII.9) на­ходим соответствующие давлению р значения р_г, р_н, V_rB, У_гр, Ь. Расходы жидкости и газа за 1 с определяем следующим об­разом.

В необводненных скважинах:

Q (1000 + Кгррг) Q-10006 _Лпі in

или q = —------- -; (VI 1.11)

86400р_н 86400р„д

V₀ = Q-^L-. (VII.12)

86 400

В обводненных скважинах:

Q(100-B) 100+УгрРг QB _уи

100 86 400р_н 8640р_в

или

Q (100 — В) Ь. QB

100 8б,4р_Нд 8640р_в

дроо-Д) _(VII14)

100 86 400

Расход газа при термодинамических условиях на интервале составит

v= VoPozf/mp. (vii.15)

Здесь Q — дебит скважины в стандартных условиях, т/сут; Угр (Угв) — объем растворенного (выделившегося) газа при

давлении р, приходящийся на 1 т дегазированной нефти и при­веденный к атмосферному давлению и температуре 20 °С, м³/т; b — объемный коэффициент нефти при давлении р; р_г—плот­ность газа, приведенная к стандартным условиям и соответ­ствующая его компонентному составу при давлении р, кг/м³; рн — плотность нефти при давлении р, кг/м³; р_нд — плотность де­газированной нефти, кг/м³; р_в — плотность воды, кг/м³; В — мас­совая обводненность^ продукции; %; z — коэффициент сжимае­мости газа при р и Т.

Зная вязкость жидкости, по табл. VII.2 выбираем коэффи­циенты а\, а₂ и <2₃, а затем по формулам (VII.10) находим Л_тр, Рем, I и ДЛ. Если /ДЛ—Д/і7>1м, то уточняем температуру Т и вязкость на интервале, рассчитываем V и определяем новое значение ДЛ и т. д. Установив ДЛ с достаточной точностью, приступаем к расчетам на следующем интервале. Зная глу­бину ДЛ/ и значения Др/, строим градиентную кривую p = f(H) сверху вниз (при известном давлении на устье) или снизу вверх (при известном давлении на забое).

Пример расчета кривой изменения давления фонтанирующей сква­жины, оборудованной НКТ с внутренним диаметром 62 мм при дебите без­водной нефти 100 т/сут, давлении на устье 0,3 МПа и температуре 20 °С. Зависимость свойств нефти и газа от давления показана на рис. VI 1.9. Вяз­кость дегазированной нефти 17 мПае, в пластовых условиях — 2,7 мПа-с. Пластовая температура 66 °С, глубина скважины 2000 м.

Расчет градиентной кривой проводим сверху вниз. Давление в начале первого интервала 0,3 МПа, Др=0,1 МПа (см. условия на стр. 154). Сред-нее давление на интервале р = р_у + Ар/2 = 0,35 МПа. По графикам (см. рис. VI 1.9 определяем для р = 0,35 МПа значения: 6=1,02; V_rp=ll м³/т; Кв = 38 м³/т; р_н = 866 кг/м³; р_г=1,06 кг/м³. По формулам (VII. 11), (VII.12) рассчитываем ^7 = 0,00135 м³/с и 1/₀ = 0,04405 м³/с. За среднюю температуру принимаем ее значение в начале интервала Г_У = 293 К при z=\. Тогда по (VII. 15) V = 0,01259 м³/с. Вязкость нефти изменяется вдоль ствола сква­жины, увеличиваясь от 2,7 мПа-с на забое до 12—16 мПа-с на устье сква­жины. Будем считать вязкость постоянной и равной в среднем 5 мПа-с. Тогда йі = 2,57; а₂ = 635; а₃== 1860 (см. табл. VII.2). По (VII.10) находим: (1,-м = 223,1 кг/м³; /гтр = 331,8-10-⁴; £ = 0,2908; АЛ = 40,48 м.

Предположив, что температура изменяется вдоль НКТ линейно, опреде­лим ее среднее значение на интервале:

Т = ⁶⁶ - ²⁰ + 293 ^ 293.46 К.

2000 2

Так как вязкость жидкости при движении смеси в НКТ принята постоянной, то изменение температуры отразится лишь на объемном расходе газа. По (VII-15) найдем 1/ = 0,01261 м³/с,їїо (VII.10) р_см = 222,9 кг/м³; /і_тр = 332,3-10~⁴; 1 = 0,2906, А/і = 40,51 м. Различие в величине АЛ менее 1 м, поэтому прини­маем АЛ = 40,51 м и переходим к расчетам на следующем интервале.

Градиентные кривые применяют для определения условий фонтанирования, выбора оборудования и режима эксплуатации добывающих скважин. Условие фонтанирования скважин уста­навливают и с помощью характеристических кривых газожид­

МПа

0 2 Ч- В 8 10 12_Рп._Р)

\]
	\\
		\\
	/'	\ J	V >
				і \
					Ь 1

костного подъемника, построе­ние и назначение которых будет рассмотрено в следую­щем параграфе.

I $ 800

m 800 1200 Не

I

Пример определения возмож­ности фонтанирования скважин на месторождении, расположенном в горной местности. В долине сква­жины вскрывают продуктивный пласт на глубине 1300 м, а в го­рах — на глубине 1700 м. Пластовое давление 15 МПа при допустимой максимальной депрессии 6 МПа и давлении насыщения 8 МПа.

Рис. VII.11. Кривые изменения дав­ления от глубины (к определению ус­ловий фонтанирования скважин)

Если забойные давления р₃ боль­ше давления насыщения р_н, газовый фактор в различных скважинах будет одинаков, но условия фонта­нирования в них различны вслед­ствие неодинаковых обводненности и коэффициентов продуктивности. Для определения условий фонтанирования через НКТ заданного диаметра в сква­жинах с коэффициентами продуктивности К и обводненностью п построим градиентные кривые для максимальной депрессии (кривая / на рис. VII.11) и депрессии, равной 3 МПа (кривая 2) снизу вверх. В долине скважины будут фонтанировать с максимально допустимым дебитом при давлении на устье 1 МПа, в горной местности этот процесс неосуществим. С уменьше­нием депрессии в 2 раза скважины фонтанируют и в долине, и в горах при устьевых давлениях соответственно 2,7 и 1,2 МПа. В горной местности мак­симально возможные отборы из скважин фонтанным способом составят 75 % от допустимых, если устьевое давление равно 0,4 МПа (пунктирная кривая на рис. VII.11).

Дата добавления: 2015-08-27