По результатам таблиці 1.1 будуємо графічну залежність: визначення кількості нагнітальних свердловин (див.рис.1.3). Точка в якій nр = n відповідає кількості нагнітальних свердловин (точка перетину залежності nр = f(n) з бісектрисою y=x)

Рис.1.3.Визначення кількості нагнітальних свердловин

В результаті отримуємо, кількість нагнітальних свердловин:

n = 3

3 ФОНТАННА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

Явище підйому рідини з вибою на поверхню за рахунок пластової енергії називають фонтанування свердловин, а спосіб експлуатації фонтанним.

На підставі рівння балансу енергії у видобувній свердловині можна записати рівняння балансу тисків у фонтанній свердловині:

(3.1)

де Pв – вибійний тиск (звичайно вважається на рівні середини інтервалу продуктивного пласта), Па; P2 – тиск на гирлі (викиді) свердловини (гирловий тиск) , Па; Pстф – гідростатичний тиск флюїдів (в загальному випадку – нафти, газу, води) у свердловині, Па; Pт - втрати тиску на гідравлічний опір при русі флюїдів (тертя), Па; Pін – втрати тиску на інерційний опір (нехтують через неістотність), Па.

Залежно від співідношення Pв і P2 із тиском насичення нафти газом Pнас (від місцезнаходження початку виділення газу з нафти) можна відокремити три види фонтанування і відповідно їм три типи фонтанних свердловин.

Перший тип фонтанування – артезіанське (PвPнас, P2Pнас), тобто фонтанування відбувається за рахунок гідростатичного напору. У свердловині спостерігається звичайне переливання рідини, рухається негазована (без вільного газу) рідина (аналогічно артизіанським водяним свердловинам). В затрубному просторі між насосно компресорними трубами (НКТ) та обсадною експлуатаційною колоною міститься рідина, у чому можна переконатись, відкривши, наприклад, трьохходовий кран під манометром, який показує затрубний тиск Pзатр. Газ виділяється з нафти за межами свердловини у викідній трубі.

Другий тип фонтанування – газліфтне з початком виділення газу в стовбурі свердловини (PвPнас, P2Pнас). У пласті рухається негазована рідина, а в свердловині газорідинна суміш. Оскільки PвPнас P2 у міру підйому нафти тиск знижується, збільшується кількість вільного газу, газ розширюється, зростає газовміст потоку, тобто фонтанування відбувається за принципом роботи газорідинного підйомника.

Третій тип фонтанування – газліфтне з початком виділення газу в пласті (PвPнас, P2Pнас). У пласті рухається газована рідина, на вибій і до башмака НКТ надходить газорідинна суміш. Після початку припливання основна маса газу захоплюється потоком рідини і надходить до НКТ. Частина газу виділяється (сепарується) і надходить в затрубний простір, де газ барботує в відносно нерухомій рідині. У затрубному просторі накопичується газ, рівень рідини знижується і досягає башмака НКТ. З плином часу настає стабілізація і при PвPнас рівень завжди встановлюється біля башмака НКТ. Затрубний тиск газу, як правило високий і майже досягає значень тиску у башмака НКТ.

Умова артезіанського фонтанування безпосередньо виходить з рівняння балансу тисків (3.1):

(3.2)

де H – глибина свердловини по вертикалі (звичайно беруть до середини інтервалу перфорації), м; - середня густина рідини в свердловині, кг/м3; в, 2 – густина рідини в умовах вибою та гирла, кг/м3; g=9,81м/с2 – прискорення вільного падіння.

Умова газліфтного фонтанування – ефективний газовий фактор Gеф по довжині фонтанного підйомника більше оптимального газового фактору Rо.опт.

(3.3)

Ефективний газовий фактор Gеф (в м3/м3) при відомому тиску у башмака НКТ P1 (Па) та тику на гирлі (виході з НКТ) P2 (Па) визначають наступним чином:

(3.4)

де: G0 – пластовий газовий фактор (або кількість газу, який виділився із нафти при знижені тиску до атмосферного P0 з розрахунку на одиницю обємної виотрати нафти), м3/м3; р – коефіцієнт розчинності газу в нафті (коефіцієнт Генрі), м3/(м3Па); в - обємна доля води у продукції свердловини (обводненість), д.о.

Оптимальний газовий фактор визначається згідно емпіричних формул О.П.Крилова.

Так оптимальний газовий фактор Rо.опт (м3/м3) при скуску НКТ на глибину L для виконання умови газліфтного фонтанування становить:

(3.5)

де d – внутрішній діаметр НКТ, м; - густина рідини, кг/м3.

Обладнання фонтанних свердловин. Обладнання будь-якої свердловини, у тому числі фонтанної, має забезпечити відбирання продукції в заданому режимі і можливість проведення необхідних технологічних операцій з врахуванням питань охорони надр, навколишнього середовища та запобігання аварійних ситуацій. Воно поділяється на надземне (гирлове) і свердловинне (підземне).

До надземного обладнання належить фонтанна арматура і маніфольд. Фонтанною арматурою обладнують фонтанні нафтові і газові свердловини. ЇЇ встановлюють на колонну головку. Фонтанні арматури виготовляють згідно ГОСТ 13846-84. Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки із напірними і регулюючими пристроями (див.рис.3.1.) Трубна головка призначена для підвішування НКТ і герметизації просторів між ними і обсадною експлуатаційною колоною. Фонтанна ялинка призначена для напрямлення потоку у викідну лінію, а також регулювання і контролю роботи свердловини. Для спуску в працюючу свердловину приладів і пристроїв замість буфера ставиться лубрикатор. На викідних лініях після запірних пристроїв для регулювання режиму роботи свердловини ставлять регулювальний пристрій (штуцер). Тиск гирла (до штуцера) і затрубний тиск вимірюють манометрами. На фланцях бокових відводів трубної головки і фонтанної ялинки передбачаються отвори для подавання інгібіторів корозії та гідратоутворення в затрубний простір і стовбур ялинки.

1 - манометр; 2 - задвижка; 3 - христовина; 4 - катушка; 5 - НКТ; 6 - план шайба; 7 - колона головка

Рис.3.1.Схема фонтанної арматури хрестовинного типу

Маніфольд призначений для обвязування фонтанної арматури з викідною лінією (шлейфом), що подає продукцію на групову вимірювальну установку.

До підземного обладнання належить насосно компресорні труби (НКТ, ГОСТ 633-80), які використовують всі способи експлуатації свердловин. ГОСТ 633-80 передбачає виготовлення чотирьох типів сталевих безшовних НКТ. В основному використовуються труби з умовним діаметром 60 і 73 мм внутрішній