Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного р₃, устьевого р₂ и затрубного р_затр давлений. С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое р_пл, забойное р₃ давления, дебит Q, увеличивается обводненность п_в и т.д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления р₂. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.

Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина L и диаметр d фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования р_{3 min}. Остальные величины задают или определяют из других соображений. Например, при комплексном проектировании дебит Q определяют в результате гидродинамических расчетов процесса разработки нефтяной залежи.

В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.

Скважины I типа. В этом случае используют условие артезианского фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7) и (9.13) следует, что чем меньше длина труб L и больше диаметр d, тем меньше потери давления на трение Δр_тр и, как результат, меньше забойное давление р₃ и больше дебит Q, то есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатировать ее по стволу.

 (9.7)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ω – скорость движения жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода жидкости на площадь сечения трубы).

 (9.13)

где n – показатель режима фильтрации жидкости; К₀ - коэффициент пропорциональности в уравнении потока.

Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т.д.

При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина – до глубины отложений парафина в стволе и т.д.

Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтанирования р_{3 min.} Для расчета обводненность продукции n_в конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами. Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного давления фонтанирования р_{3 min} выполняется с использованием условия газлифтного фонтанирования. Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q (при р₃ ≈ 6 МПа): Q, т/сут 10–20 20–50 50–100 100–200 >200 d, мм (условный) 43 60 73 89 102.

Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета L и р_{3 min}.

Если длину L и диаметр d задают из других соображений, то из условия газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность п_в конца фонтанирования.

Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из формулы продуктивности Л.П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть

 (9.53)

Дебит конца фонтанирования Q_K =Q_опт и обводненность принимают по проекту разработки. Давление р₂ рассчитывают из условия нефтегазосбора продукции.

Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам

 (9.54)

 (9.55)

где l ₁ , l ₂ – длины нижней и верхней секции НКТ соответственно меньшего d ₁ и большего d₂ стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Q_нач, который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Q_max по формуле А.П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.

Неизвестное устьевое давление р₂ в начале фонтанирования определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

 (9.56)

 (9.57)

где принимаем для скважин II и III типов соответственно р₁=р_н р₁=р_{з min} .

Обычно в начале фонтанирования n_в=0. Соотношение (9.57) решаем графоаналитически или методом итераций.

Если Q_max≥Q_нач, то спускают трубы диаметром d_к , который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Q_max<Q_нач, то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из формулы максимальной продуктивности Л.П. Крылова (9.35), в которой принимают Q_max=Q_нач, то есть

 (9.58)

Если диаметр d_нач, не совпадает со стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметр или аналогично – ступенчатую колонну труб.

Если диаметр d_нач окажется больше максимально возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Возможность эксплуатации по затрубному пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, поступлении песка из пласта и т.д.