РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и наиболее рациональному расходованию пластовой энергии.
Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, при фонтанировании необходима поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим.
В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.
Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничивать дебит скважин.
Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера (металлической втулки с небольшим отверстием), устанавливаемого в выкидной линии. Значительно реже противодавление создают путем поддержания высокого давления в газосепарационной установке, куда поступает газонефтяная смесь из скважины.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине
 |
Рис. 64. Устьевой
штуцер со сменной
1 — стальной корпус;
2 — втулка; 3 — патру
бок; 4 — катушка; 5 —
металлическая прок
ладка.
н удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.
Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима работы скважины он может быть от 3 до 15 мм и выше.
В тех скважинах, где наблюдается вынос из пласта песка вместе с нефтью, применяются штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка. Такой штуцер представляет собой массивную цилиндрическую втулку с отверстием в середине и буртиком на одной стороне (рис. 64). Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между фланцевыми соединениями обвязки. Чтобы облегчить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок длиной 1—1,2 м.
Когда нужно заменить штуцер, шпильки во фланцах штуцерного патрубка вынимают, но при этом оставляют по одной шпильке на каждом фланце в совпадающих отверстиях. Затем фланцевое соеди-
нение, где находится штуцер, раздвигают и патрубок поворачивают вокруг оставленных шпилек на 180°. После извлечения штуцера из патрубка и установки нового ставят патрубок на место, обращая особое внимание на состояние прокладок и их положение во фланцах.
Штуцерный патрубок изготовляют из толстостенной бурильной трубы, так как вследствие расширения газонефтяной струи за штуцером и высокой скорости потока стенки штуцера быстро истираются
 |
Рис. 65. Быстросменный штуцер для скважин, не имеющих в нефти песка.
песком. По мере износа штуцерного патрубка его заменяют, устанавливая заранее подготовленный патрубок таких же размеров.
Для продления срока службы штуцера его часто делают комбинированным, вставляя в центральную часть коническую втулку из твердого сплава или из качественной термически обработанной стали. С этой же целью, особенно при высоком буферном давлении, применяют ступенчатые штуцеры, которые представляют собой два или три последовательно установленных штуцера с постепенно уменьшающимися диаметрами отверстия.
На месторождениях, где добывается нефть без песка, применяются более простые штуцеры, представляющие собой диск толщиной 7—10 мм, в центральной части которого имеется отверстие с резьбой, куда завинчивается штуцерная втулка. Передний торец втулки (считая по ходу движения струи) имеет глубокую коническую фаску, которая исключает возможность засорения отверстия парафином. Такой штуцер можно устанавливать в любом фланцевом соединении обвязки фонтанной арматуры.
Применяются также быстросменные штуцеры подобного типа, замена и проверка которых выполняются без разборки и ослабления фланцевого соединения.
 |
Цилиндрический корпус 1 быстросменного штуцера (рис. 65) имеет в центре сквозное отверстие для прохода газонефтяной смеси. Во внутреннюю полость корпуса с небольшим зазором устанавливается тонкий штуцерный диск 3, имеющий сменный штуцер-вкладыш 2. Размеры диска и внутренней полости корпуса подобраны так, что отверстие штуцера располагается точно по центру корпуса. Сбоку в корпусе имеется прямоугольное окно, через которое устанавливается штуцерный диск. Окно закрывается крышкой 5 и закрепляется двумя гайками-барашками. Уплотнение крышки выполняется в виде прокладки из паронита или прорезиненного ремня 4. Для удобства извлечения и установки штуцерного диска на нем закреплен проволочный крючок. Между фланцами и корпусом штуцера находится уплотнительная прокладка из паронита толщиной 3—5 мм. На рис. 66 показан регулируемый штуцер. В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 3 приближают к втулке 2 или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Величину открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.
| Рис. 66. Регулируемый штуцер. 1 — корпус; 2 — втулка штуцера; з — игла-наконечник; 4 — шток; 5 — стойка; 6 — маховик. |
При замене штуцера выкидная линия, в которой заменяется штуцер, должна полностью отключаться, а скважина переводиться на работу по второй (запасной) линии. При отключении выкидной линии сначала закрывают боковую задвижку фонтанной арматуры, а затем задвижку
со стороны газосепараторной установки. После этого снижают давление в линии до атмосферного, а газонефтяную смесь выпускают через вентиль, предназначенный для отбора проб, в ведро или другую емкость.
Когда фланцевое соединение со штуцером находится в пониженной части обвязки, следует полностью освободить выкидную линию от нефти. Для этого прежде чем переводить фонтанную струю на запасную линию, нужно закрыть скважину при помощи боковой задвижки на 3—5 мин, а затем быстро выпустить газ, скопившийся в верхней части подъемных труб, в рабочую линию, подлежащую разборке. Отключив эту линию, пускают скважину в работу по запасной линии.
При разборке фланцевых соединений нужно следить за тем,
чтобы освобожденные трубы обвязки не оказались на весу; нужно закреплять их, подвешивая к другим узлам обвязки, или же пользоваться прочными подставками-козлами.
Разведение фланцев и совмещение отверстий в них выполняют при помощи оправки.
При креплении болтовых соединений ключ следует вращать от себя.
Запрещается использовать патрубки-удлинители для гаечных ключей с открытым зевом, так как приложение больших усилий к такому ключу может привести к его поломке, а следовательно, создать опасность травмирования работающего с ним. Для такой работы нужно иметь специальные накидные ключи, охватывающие гайки по всему периметру.
Источник
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, м 3 /м 3 ; 3 — Q — дебит скважины, м 3 /сут;
4 — ΔР — депрессия, Мпа; 5 — П — содержание песка в жидкости, кг/м 3 ; 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.
| | | следующая лекция ==> | |
| Проведение промывки. | | | Основные подходы к экономической оценке природных ресурсов и установлению платы за их использование |
Дата добавления: 2017-01-13 ; просмотров: 868 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
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. 6).
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
Рисунок 6 — Регулировочные кривые фонтанной скважины:
d — диаметр штуцера; 1 — Рc — забойное давление, МПа; 2 — Гo — газовый фактор, м 3 /м 3 ; 3 — Q — дебит скважины, м 3 /сут; 4 — ΔР — депрессия, Мпа; 5 — П — содержание песка в жидкости, кг/м 3 ; 6 — n – содержание воды в продукции скважины, %
Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы 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.
Источник
