Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Это означает, что при уменьшении диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина потери на трение возрастут в 1,61 раза.

Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Если такие величины, как Сж, d и ρ, необходимые для определения числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии. Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую приближенную формулу Гатчика и Сабри:


, (8.8)

где μэ - динамическая вязкость эмульсии; μвс - динамическая вязкость внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μвс - вязкость нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс - вязкость воды); φ - отношение объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.

При пользовании формулой (8.8) следует иметь в виду, что при обводненности нефти 60 - 70 % происходит инверсия эмульсий, т. е. замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8.8) в представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды, не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в формулу (8.8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды, которой становится в этом случае вода, и вместо (р подставлять объемное отношение нефти к воде.

Коэффициент сопротивления λ зависит от режима течения. Установлено, что при Re < 1200 течение ламинарное, при Re > 2500 - турбулентное и при 1200 < Rе < 2500 - так называемая переходная зона. При ламинарном движении


, (8.9)

При турбулентном движении


, (8.10)

Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по формуле


, (8.11)

Причем формулу (8.11) .можно использовать не только для переходной зоны, так как она рекомендована для 1200 < Re < 50000.

Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть определен общим уравнением притока


, (8.12)

Решая относительно Pс, получим


, (8.13)

При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (8.12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (8.1) и (8.13)


. (8.14)

Левая часть равенства зависит от Q, так как Ртр и Ру зависят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как Рг не зависит от Q. Введем в левую часть (8.14) некоторую функцию от Q. Тогда


. (8.15)

Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (8.15) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем левую часть равенства (8.15)


(8.16)

и правую часть равенства


, (8.17)

Далее строятся два графика А(Q) и В(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 8.1.


Рис. 8.1. Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q)

и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)

Точка пересечения линий А(Q) и В(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям разработки и эксплуатаппи месторождения.