Регулирование работы фонтанной скважины

Регулирование дебита фонтанной скважины

Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади про­ходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый из­нос запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты.

Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втул­ку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.

Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для

завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую бол­ванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки.

В отдельных случаях при поверхностном штуцере в резуль­тате прохождения газонефтяной смеси через узкое отверстие температура ее может настолько снизиться, что детали фон­танной арматуры замерзнут. Чтобы избежать нежелательного явления — замерзания деталей фонтанной арматуры (вплоть до образования гидратов), а также в целях уменьшения износа штуцеров в скважинах, в струе которых имеется песок, приме­няют ступенчатые штуцеры (рис. 3.13), т. е. на выкиде последо­вательно один за другим устанавливают два-три штуцера с по­степенно увеличивающимися отверстиями в их втулках. Таким образом, общий перепад давления распределяется на несколько штуцеров, в каждом из которых перепад уменьшается, в связи с чем снижается скорость движения смеси, а это способствует уменьшению износа втулок штуцеров и предохраняет трубы и арматуру от резкого охлаждения. Последний (наименьший) из штуцеров является рабочим.

Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпу­са, зажимаемого между двумя фланцами на выкидной линии фонтанной арматуры при по­мощи шпилек. В корпус встав­ляется пробка с коническим отверстием под сменную шту­церную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение

Рис. 3.14. Быстросменный штуцер ШБА-50х700.

быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчить условия труда. Однако замена требует перехода на резервную линию и общие затраты времени на смену остаются достаточно велики.

Удобнее применение углового устьевого штуцера. Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя) со сменным коническим наконечником и маховиком. В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень откры­тия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеюще­му деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

В настоящее время используют регулируе­мый штуцер, основу ко­торого составляет ме­таллический стержень с калиброванными от­верстиями. Стержень с двух сторон герметизи­руется специальными зажимными устройства­ми. Флажок на стержне указывает на диаметр штуцера, используемого

Рис. 3.15. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа.

1 — корпус насадки;

2 — шпиндель;

3 — втулка;

4 — сменная насадка

Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

§ недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;

§ установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

§ недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

§ недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

§ недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

§ недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

§ установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d — диаметр штуцера;

1 — Рc — забойное давление, МПа; 2 — Гo — газовый фактор, м3/м3 ; 3 — Q — дебит скважины, м3/сут;

4 — ΔР — депрессия, Мпа; 5 — П — содержание песка в жидкости, кг/м3 ; 6 — n — содержание

воды в продукции скважины, %

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур. Регулирование дебита фонтанных скважин.

Оборудование фонтанных скв состоит из следующих основных элементов: подъемных (насосно-компрессорные ) трубы; устьевой фонтанной арматуры; выкидных линий: обвязки устьевой арматуры с выкидными линиями; трапной установки. Подъемные трубы обычно фонтанной скважины спускают колонну труб одного диаметра чаще 73 или 60 мм. Или же комбинации труб диаметром 114* 89; 114*73; 114*89 мм;89*73 мм. Фонтанную скв оборудуют арматурой устья и колонной подъемных труб, на которой в зависимости от конкретных условий устанавливают клапаны отсекатели, пакеры, приемную воронку и т.п. Арматуру устья, состоящую из двух частей — трубной головки и фонтанной елки, монтируют на фланцы колонной головки. Трубную головку монтируют непосредственно колонной головке для удержания одной или нескольких подъемных колонн, герметизации на устье и межтрубных пространств. На трубной головке предусмотрены боковые отводы для подачи или отвода жидкости и газа из межтрубных пространств, установки приборов служащих, для контроля давления в них. Фонтанную елку монтируют на трубной головке для направления потока жидкости или газ из скв в манифольд, регулирования дебита скв и контроля за ее работой. Арматура бывает тройниковая и крестовая. Фонтанная арматура состоит из крестовины с двумя боковыми отводами, тройника с одним боковым отводом, катушки (переводника), запорного устройства, разделителя, крана, манометра, штуцера. Манифольд с элементами арматуры соединяется с помощью ответных фланцев. Колонну подъемных труб вварачивают в катушку или же соединяют с ней через переводный патрубок. Запорные устройства, устанавливаемые на стволе арматуры, называют стволовыми. При необходимости стволовую задвижку можно дублировать, т.е. последовательно с ней установить такую же вторую. Задвижки на боковых отводах, как правило, дублируют.

Часто в фонтанную скважину спускают две колонны подъемных труб. Скважину эксплуатируют по первой колонне – малого диаметра, а вторую используют при работах по вызову притока – например, для подачи газа к башмаку первой колонны с целью аэрирования жидкости, заполняющей ее.


Для перекрытия или полного открытия потока жидкости служат запорные устройства – задвижки и краны. Регулирование расхода жидкости неполны открытием задвижки или крана не допускается, для этого предназначены регулируемые и нерегулируемые дроссели.

Детали и узлы арматуры соединяются между собой фланцами с уплотнениями или резьбой. По этому признаку арматуру делят на фланцевую и резьбовую. Столовая часть фонтанной елки может быть собрана из тройников, отводы которых направлены в одну сторону, или из крестовин, имеющих на одном уровне по два отвода в противоположные стороны. Соответственно в таких случаях арматуру называют тройниковой или же крестовой.

Фонтанная арматура характеризуется диаметром проходного сечения стволовой ее части и рабочим давлением, на которое она рассчитана.

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний является основным – рабочим, а нижний – резервным. При выходе из строя деталей основного рабочего отвода закрывают стволовое запорное устройство и направляют продукцию скважины по нижнему, резервному без остановки скважины.

После этого ремонтируют верхний отвод. Подобная конструкция облегчает доступ к элементам арматуры и упрощает ремонт, но зато увеличивает ее высоту.

Тройниковую арматуру в основном используют при низких средних давлениях, при средних и высоких – крестовую.

Фонтанная елка, собранная из крестовой арматуры, имеет меньший вертикальный размер, но при выходе из строя одного из боковых отводов приходится закрывать стволовое запорное устройство и прекращать эксплуатацию скважины. Для спуска в скважину приборов в верхней части крестовой и тройниковой арматур имеется верхнее стволовое запорное устройство, на фланец которого, при исследованиях монтируют лубрикатор. Подземное оборудование фонтанной скв включает в себя колонну подъемных труб, собираемую из НКТ, соединяемых с помощью муфт специальной конической резьбой. НКТ бывают с гладкими и высаженными концами. По длине НКТ делятся на три группы: 1) 5,5 – 8 м, 2) 8 – 8,5 м, 3) 8,5 – 10 м. Трубы изготавливают из сталей различной прочности, обозначаемой буквами Д, К, Е, Л, М, и подвергают термической обработке. Одной из основных характеристик труб является условный диаметр, который с точностью до долей мм соответствует наружному диаметру тела трубы: 33,42,48,60,73,89,102,114 мм.

Регулирование дебита скв.

Каждую фонтанную скв следует эксплуатировать при условии наиболее рационального расходования пластовой энергии. Необходимо установить такой режим работы, т.е. такой дебит при котором расходовалось бы наименьшее количество энергии на каждую тонну добытой нефти. Чтобы выдержать такой определенный дебит скв, необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, поступающей на забой. Для этого создают противодавление на устье или местное сопротивление у башмака фонтанных труб путем установки диафрагмы с отверстием, получившей название штуцера. Меняя проходное отверстие штуцера, можно изменять в условиях данной скв отбор жидкости и газа из пласта. Устьевой штуцер представляет собой цилиндрическую болванку со сквозным отверстием в центре. Отверстие имеет диаметр от 3 до 15 мм, а иногда и больше, в зависимости от режима скв. Штуцеры устанавливаются на выкидах непосредственно после задвижки, между ней и фланцем специального штуцерного патрубка и зажимается болтами.

Штуцера бывают 1) дисковые , 2) втулочные, 3) быстросменяемые, 4) регулируемые штуцера, а также одно и многоступенчатые.

Дисковые штуцеры работают долго на скв, где отсутствует песок или его мало. Втулочные штуцера применяются с большим содержанием песка. Для удобства регулирования дебита скв, работающих без песка модно применять регулируемые штуцеры.

Регулирование работы фонтанной скважины

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее, и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможном меньшем газовым факторе, при минимальном поступлении песка из пласта в скважину и не допущении преждевременного прорыва в скважину контурных или подошвенных вод.
Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер — это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцеры изготавливают из износостойкой стали. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит.

Методы перфорации и торпедирования скважин

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину.

Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле.

Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д.

Существуют четыре способа перфорации:

Ш пулевая,

Ш торпедная,

Ш кумулятивная,

Ш пескоструйная.

Первые три способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.

Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8—10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.

Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4—5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65—145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала— 12,5 мм.

На рисунке показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600—800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145—350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры— 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100—160 мм, диаметр канала — 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов — продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6—8 км/с и создает давление на преграду (0,15— 0,3) 106 МПа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8—14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные — одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда (в зависимости от типа перфоратора) 25—50 г.

Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах — снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках — пулевую.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает — 30 м, торпедным — 1 м, пулевым — до 2,5 м. Это — одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.

Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.

В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.

Торпедирование в скважине — взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества). Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды.

Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов — образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т. д.). Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т. д.

⇐ ПредыдущаяСтр 27 из 49

Чтобы выдержать определенный дебит фонтанной скважины необходимо

регулировать степень использования пластовой энергии, поступающей на забой. Такое регулирование может быть достигнуто двумя способами:

1) создание противодавления на устье;

2) создание некоторого перепада давления у башмака подъемных труб.

Противодавление как на устье так и у башмака подъемных труб может быть создано путем установки диафрагмы с отверстием — штуцер. Меняя проходное сечение штуцера можно изменять в условиях данной скважины отбор жидкости и газа из пласта.

Противодавление на устье можно создать также направив фонтанную струю в особую емкость- газосепаратор, в котором газ отделяется от нефти и где можно поддерживать некоторое повышение давления.

Широкое применение забойные штуцера не получили из-за несовершенства их конструкций, вследствие чего затрудняется их смена и регулирование. Поэтому регулирование проводится в основном штуцерами, установленными на поверхности.

Для замены штуцера скважину останавливают, разряжают (снижение давление до атмосферного) в дренажную систему избыточное давление в линии и затрубе, выкручивают штуцерную камеру, выкручивают щтуцер, закручивают другой. Вставляют обратно штуцерную камеру, запускают скважину в работу. Если применяется двухструнная конструкция фонтанной арматуры, то замена сужающего устройства проводится без остановки скважины с переводом фонтанной струи с рабочей струны на запасную.

Нормальная эксплуатация фонтанной скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования, выкидных линий, скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.

Date: 2015-07-17; view: 608; Нарушение авторских прав

Понравилась страница? Лайкни для друзей:

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *