Тема 2.3 Фонтанная добыча нефти

 

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

− фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

− газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

− насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное).

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем.

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из сква­жин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэто­му для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения га­зожидкостных смесей в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожид­костных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движе­ния однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним коэффициентом трения то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать, по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою

очередь зависят от многих других параметров процесса и усло­вий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Принципиальная схема газожидкостного подъемника по­казана на рис.3.1.

 

 

 

В водоем с постоянным уровнем погружены подъемные тру­бы 1 длиной L на глубину h₁ К нижнему концу подъемных труб (к башмаку труб) по трубам 2 (линия подачи газа) подводится газ. В подъемных трубах газ всплывает в жидкости и образуется газожидкостная смесь, которая поднимается на высоту h¹. По­скольку трубы 1 и водоем являются сообщающимися сосудами, то у башмака будет абсолютное давление с одной стороны

 

и с другой стороны

 

где р,р_см- плотность соответственно жидкости и газожид­костной смеси; Р₀ - атмосферное давление воздуха над уровнем жидкости; Р₂ - противодавление на выкиде подъемных труб (устьевое давление).

Приравнивая эти уравнения, в случае одинаковых давле­ний газа над жидкостью в трубах и водоеме (Р₂=Р₀), получаем h₁p= h¹p_cм. Так как средняя плотность смеси жидкости и газа

р_см меньше плотности жидкости р (р_см<р), то h¹>h_r Для любого тела при постоянной массе плотность тем меньше, чем больше объем. Увеличивая объем газа в смеси (объемный расход его), уменьшаем плотность смеси и соответственно повышаем h¹. Такая смесь может существовать только при движении одной или обеих фаз. Таким образом, принцип работы газожидкост­ного подъемника заключается в уменьшении плотности смеси в подъемных трубах.

Эксперименты показали, что с увеличением расхода газа увеличивается высота подъема жидкости h¹ и при определенном расходе его начинается перелив жидкости (h¹>L). Расход жид­кости при увеличивающемся расходе газа сначала возрастает, достигает максимума, а затем уменьшается вплоть до нуля.

Это связано с тем, что труба заданной длины L и диаметра d при постоянном перепаде давления Р=Р₁ - Р₂ может про­пустить вполне определенный расход жидкости, газа или газо­жидкостной смеси. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V₀ называют кривой лифтирования (подъема) (рис 3.2). поэтому газожидкостный подъемник можно называть также газлифтом.

Рис. 3.2. Зависи­мость подачи q подъемника, коэф­фициента полез­ного действия и удельного расхода газа R₀ от расхода газа
На кривой лиф­тирования имеются четыре характерные точки. Точка А соот­ветствует началу подачи (перелива) жидкости, точка В соответ­ствует оптимальной подаче подъемника, точка С - максималь­ной подаче подъемника, точка D - срыву подачи подъемника по жидкости. Оптимальный режим работы характеризуется максимальным значением КПД подъемника.

Графическая зависимость q(V₀) получена при заданном от­носительном погружении труб под уровень жидкости:

=h₁/L (3.3)

или с учетом противодавления Р₂ на выкиде

 

Эксперименты показали, что в общем случае подача q газожидкостного подъемника является функцией многих па­раметров:

где p*,u* - соответственно отношение плотностей и абсо­лютных вязкостей жидкости и газа; о - поверхностное натяже­ние на границе раздела газ-жидкость.

Параметры — это величины, характеризующие конструкцию и эксплуатационные качества подъемника (рис. 2, а...в).

Грузоподъемность Q — главный параметр подъемника. Номинальная грузоподъемность (указанная в паспорте машины) — это масса груза, которая может быть поднята подъемником.

Наибольшая высота подъема груза h — это расстояние по вертикали от уровня земли до уровня расположения груза на грузонесущем органе, находящемся в крайнем верхнем рабочем положении.

 

Скорость подъема (опускания) груза vn — скорость вертикального перемещения груза.

Величина перемещения груза по горизонтали от оси мачты — максимальное расстояние по горизонтали от оси мачты подъемника до конца грузонесущего органа, выполненного в виде платформы (см. рис. 2, а), введенной в оконный проем, или до крюка, на котором подвешен груз (см. рис. 2, б).

Рис. 1. Подъемники с подвесными (а) и с жесткими (б, в) направляющими: б — мачтовый; в — шахтный; 1 — натяжное устройство, 2 —лебедка, 3 — грузонесущий орган, 4 — втулки; 5—канат, 6 — направляющая, 7—блок, 8—рама, 9—противовес, 10 — здание, 11 — опора, 12 — ходовые ролики, 13 — мачта, 14 — шахта

Величина вертикального перемещения h (см. рис. 2, б) грузовой клети, введенной в проем здания,— максимальное расстояние по вертикали от крайнего верхнего положения клети до ее крайнего нижнего положения.

Скорость подачи грузам — скорость горизонтального перемещения груза при введении его в проем здания.

Колея К передвижных подъемников на рельсовом ходу — расстояние между осями рельсов, по которым перемещается подъемник. Для подъемников на пневмоходу — это расстояние между колесами, расположенными на одной оси.

База В подъемника — расстояние между осями передних и задних ходовых колес, перемещающихся по общему рельсу, или передних и задних пневмоколес, расположенных на одной стороне подъемника.

Установленная мощность — суммарная паспортная мощность расположенных на машине электродвигателей всех механизмов.

Рис. 2. Основные параметры подъемников:
а — приставных стационарных с грузовой платформой; б—то же, с грузовой клетью, опускающейся на перекрытие; в — передвижных

Установленную мощность необходимо знать, чтобы определить сечение питающего электрического кабеля.

Конструктивная масса включает в себя суммарную массу металлоконструкций машины, механизмов, электрооборудования и канатов (без балласта и противовеса).

Общая масса — масса машины с учетом массы балласта и противовеса, размещенных на различных частях машины. Конструктивную и общую массу необходимо знать для того, чтобы подобрать автомобиль или трейлер необходимой грузоподъемности для перевозки подъемника.

Наибольшее давление на колеса характеризуется максимально возможной нагрузкой на одно колесо при работе подъемника. Этот параметр, как и значения базы и колеи, необходимо знать для устройства рельсового пути или выбора пути перемещения подъемника на пневмоходу.

Шаг настенных опор h — расстояние по вертикали между соседними настенными опорами.

Производительность подъемника характеризуется суммарной массой грузов, перемещаемых в единицу времени (час или смену), в некоторых случаях — количеством подъемов в единицу времени.

Основные типы и параметры грузовых мачтовых подъемников регламентированы ГОСТ 29168—91. В соответствии с этим стандартом могут выпускаться подъемники с канатным или реечным механизмом подъема и грузонесущим органом, обеспечивающим или не обеспечивающим подачу груза внутрь проема здания. Стандартом установлены следующие параметры подъемников: грузоподъемность, кг: 160, 250, 320, 400, 500, 630; высота подъема груза, м: 9, 17, 38, 50, 75, 100; номинальная скорость—0,25…1,0 м/с.

Степень использования по времени и грузоподъемности определяется отношением машинного времени к общему времени пребывания машины на строительной площадке и отношением массы фактически поднятого груза за определенный промежуток времени к максимально возможной массе груза, которую может поднять подъемник.

Последние два параметра характеризуют условия эксплуатации и режим работы подъемника (определяется по режиму работы механизма подъема). Режим работы электрооборудования подъемника характеризуется, кроме того, относительной продолжительностью включения — отношением времени работы подъемника к полному времени цикла, количеством включений в час, а также температурой окружающей среды.

Правилами Госгортехнадзора РФ установлены следующие режимы работы грузоподъемных машин: легкий средний, тяжелый и весьма тяжелый. Грузовые подъемники и их механизмы обычно работают в легком режиме, грузопассажирские—в среднем или тяжелом. В соответствии с ГОСТ 25546—82 установлено восемь групп режимов (1 К...8К) для грузоподъемных машин в зависимости от класса использования С (определяется общим количеством циклов работы машины за весь срок службы) и класса нагружения Q (определяется коэффициентом нагружения Ккр), который зависит от степени нагружения машины в цикле). Группы режима 1К...4К соответствуют легкому режиму работы, 5К-среднему, бК-тяжелому. Режим работы механизмов можно определять и по ГОСТ 25835—83, которым установлено шесть групп (1М...6М) в зависимости от класса использования А (определяется продолжительностью работы механизма) и класса нагружения В (определяется коэффициентом нагружения К, зависящим от отношения действующей в течение определенного периода времени нагрузки к максимальной, действующей суммарное время).

Условия применения. Каждый подъемник предназначен для эксплуатации в определенных ветровых и климатических условиях.

В соответствии с ГОСТ 1451—77 регламентированы ветровые нагрузки рабочего состояния на грузоподъемные машины (учитываются при расчете металлических конструкций, механизмов и тормозов, мощности двигателей, для свободностоящих машин — также и грузовой устойчивости) и нерабочего состояния (учитываются при расчете металлических конструкций, настенных опор, механизмов передвижения, осей, валов ходовых колес; для свободностоящих подъемников — противоугонных устройств и собственной устойчивости).

Ветровая нагрузка рабочего состояния — это предельная ветровая нагрузка, при которой обеспечивается эксплуатация подъемника с номинальным грузом. Ветровая нагрузка определяется как сумма статической и динамической составляющих, которые зависят от скорости ветра v„, направленного параллельно поверхности земли, и устанавливается в зависимости от условий эксплуатации машины для высоты 10 м. При расчете на ветровую нагрузку учитывают увеличение высоты (свыше 10 м), а также аэродинамическое сопротивление металлической конструкции подъемника.

Для нерабочего состояния скорость ветра указывают в зависимости от территориального расположения подъемника — территория РФ разбита на семь ветровых районов—L..VII (ветровому району соответствуют наименьшие значения скоростей ветра и динамических давлений). В паспорте подъемника указывают районы, в которых допускается эксплуатация машины.

Климатическое исполнение (ГОСТ 15150—69*) характеризуется температурными интервалами, в которых допускается эксплуатировать подъемник, относительной влажностью воздуха и типом атмосферы в районе эксплуатации.

Установлено три исполнения подъемников и их узлов: У —для районов с умеренным климатом, УХЛ — с умеренным и холодным, ХЛ — с холодным климатом. Температурные интервалы, при которых разрешается эксплуатировать подъемники, °С исполнения У + 40…— 40, исполнения ХЛ +40…— 60. Относительная влажность воздуха для У; УХЛ; ХЛ — 80 % при температуре 15 °С.

В зависимости от предельного содержания коррозионных агентов в воздухе (сернистого газа, хлоридов) установлено четыре типа атмосферы: условно-чистая, промышленная, морская и приморско-промышленная. Для каждого типа атмосферы предназначется определенная машина.

Категория размещения (ГОСТ 15150—69*)показывает, в каких условиях работает изделие или его составная часть в данном климатическом районе: 1-я —на открытом воздухе; 2-я — под навесом или в помещении, где колебания температуры и влажности несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе и есть свободный доступ наружного воздуха (отсутствие прямого воздействия солнечного излучения и атмосферных осадков); 3-я —в закрытом помещении (объеме) с естественной вентиляцией, без искусственного регулирования климата (условия, где колебания температуры и влажности воздуха меньше, чем на открытом воздухе, например в металлических шкафах с теплоизоляцией, каменных и бетонных помещениях); без воздействия солнечного излучения, атмосферных осадков, ветра; 4-я — в помещении (объеме) с искусственным регулированием климатических условий: отапливаемых, вентилируемых и т. д. (без воздействия влажности, солнечного излучения, ветра, пыли, атмосферных осадков); 5-я —в сырых, неотапливаемых и невентилируемых помещениях (объемах).

Подъемник в целом как изделие, работающее на открытом воздухе, имеет первую категорию размещения. Если он работает в умеренном климате, то обозначается У1, в холодном —ХЛ1. Комплектующие детали подъемника могут иметь другие категории размещения. Так, тормоз механизма подъема, закрывающийся кожухом (защищен от воздействия солнца, прямого попадания атмосферных осадков), для подъемников, работающих в умеренном климате, имеет исполнение и категорию размещения У2, в холодном — ХЛ2; электроаппараты, расположенные в закрытых неотапливаемых шкафах (реле, пускатели),— соответственно УЗ и ХЛЗ, в закрытых обогреваемых шкафах — У4 и ХЛ4.

В паспорте подъемника указывают климатический район эксплуатации машины и минимальную температуру окружающего воздуха, а для комплектующих деталей — необходимо исполнение и категорию размещения. Эти сведения необходимы эксплуатационникам для заказа комплектующих деталей в случае замены вышедших из строя при ремонте машины. Если буквенных обозначений нет, то считают, что подъемник предназначен для работы в умеренном климате.

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основ­ную задачу эксплуатации скважин - осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи W_n, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности W_u, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий W_n + W_u.

Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энер­гии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W_гс (без учета скольжения газа).

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W _лс.

3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W_у. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.

Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:

(1)

Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование W_лс,

- потери на трение, связанные с движением смеси по трубе W_mр, и потери на трение, связанные с относительным скольже­нием газа в жидкости W_ck;

- потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) W_mc

- инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси W_ин.

С учетом этого выражение (1) может быть переписано следующим образом:

(2)

Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие W_мс W_uн настолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешно­сти пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать:

(3)

 

Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на поверхность, при котором располагаемая энергия на забое W_3a6 больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопро­тивлений W_с на всей длине скважины в процессе подъема, т.е. W_3a6≥ W_с.

Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости W_ж и газа W_г, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии W_n, которой обладает продукция скважины на забое W_заб:

(4)

В зависимости от соотношения забойного Р_з и устьевого Р_у давлений с давлением насыщения нефти газом Р_нас можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.

1-й тип - артезианское фонтанирование: Р_з>Р_нас, Р_у>Р_нас, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 1, а). В скважине происходит перелив жидкости, по трубам движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонтанирование встречается крайне редко и характерно для пластов с аномально высоким пласто­вым давлением.

Рис. 1. Типы фонтанных скважин

а - артезианская; б - газлифтная с началом выделения газа в скважине; в - газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы; 2 - эксплуатационная колонна.

 

2-й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделе­ния газа в стволе скважины: Р_з >Р_нас>Р_у (рис. 1, б). В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыще­ния, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свобод­ного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Р_нас в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Р_затр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.

3-й тип - газлифтное фонтанирование с началом вы­деления газа в пласте: Р_нас>Р₃ (рис. 1, в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и до­стигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р₁ и Р₃. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Р_нас, а выше — ниже давления насыщения. В зоне, где Р<Р_нас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Р_з>Р_нас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Р_с<Р_нас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происхо­дить при давлении на забое Р_з выше или ниже давления насы­щения Р_нас.

 

Рис. 1

Схема скважин при фонтанировании

а — при давлении на забое меньше давления насыщения (Р_з <Р_нас):

б — при давлении на забое больше давле­ния насыщения (Р_з>Р_нас)

12.

 

Рассмотрим два случая фонтанирования.

I. Рс<Рнас (рис. 1, а).

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Р_c<Р_нас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.

2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.

3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.

4. От вязкости жидкости.

Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Р_зи соответствующему понижению уровня жидкости hна такую величину, чтобы давление на забое Р_с согласно уравнению оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае, возможно, достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Р_б, а также и давление на забое Р_с по давлению на устье в межтрубном пространстве Р_зне прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Р_ззамеряется на устье манометром. Здесь — плотность газа при стандартных условиях Р_о и Т_о; Т_ср — средняя температура в затрубном пространстве; z — коэффициент сжимаемости газа для условий Р_зи Т_ср.

Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Р_с<Р_насуровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости мо­жет стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Р_з. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Р_с по величине Р_з.