Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

с помощью штока вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия, а указатель показывает эквивалентный диаметр ци­ линдрического отверстия. При необходимости иметь нерегули­ руемый штуцер сборка штока заменяется заглушкой и устанав­ ливается втулка с конической сменной насадкой, имеющей пол­ нопроходное сечение.

Устьевое (до штуцера) и зат'рубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для тер­ мометра.

Манифольд предназначен' для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на груп­ повую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимо­ сти от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т. д.

Подземное оборудование

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы, которые применяют при всех способах эксплуатации скважин. Их еще называют фонтанными, компрессорными, на­ сосными, подъемными или лифтовыми. ГОСТ 633—80 преду­ сматривает изготовление четырех типов стальных бесшовных

всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполне­

В основном применяют трубы условным диаметром (округлен­ ным наружным) 60 и 73 мм (внутренний диаметр соответ­ ственно 50,3 и 62 или 59 мм). Допускаемый минимальный за­ зор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ составляет 12—15 мм, это значит, что мак­ симальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм — 89 мм и при 194-мм— 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ). Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности (Д,

Е, К, Л, М, Р) составляет 1780—4250 м. Допустимую глубину спуска труб с высаженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по пределу прочности от собственного веса при коэффициенте запаса, равном 1,5, а остальные (неравнопроч­ ные— по резьбе 80—85 % прочности ненарезанной части)— по страгивающей (разрушающей резьбу) нагрузке.

При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фон­ танов (типа КУСА и КУСА-Э). Они могут обслуживать от од­ ной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекры­ тие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при от­ клонении параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный кла- пан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаномотсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э). Запорным органом служит хло­ пушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арма­ туры) может быть закрыт со станции управления принудитель­ ным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеха­ ники.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабаты­ вающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на конце НКТ. Отметим также, что автома­ тизация фонтанной скважины в том числе предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабаты­ вает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при пони­ жении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

§ 7.3. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Фонтанные скважины можно исследовать любыми рассмотрен­ ными выше методами. Особенности возникают при исследова­ нии на установившихся режимах. Режим работы скважины из­ меняют сменой штуцера другого диаметра, т. е. изменяют дав­ ление РгПосле смены штуцера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов для стабилизации режима (продол­ жительность зависит от гидропроводности и пьезопроводности, а также от относительного изменения дебита AQ/Q). Признаки установившегося режима — постоянство дебита Q давлений р2 и рэатр (устанавливают рядом последовательных измерений).

манометров, установленных на фонтанной арматуре. Измерение Q, УГ, пв и пп рассмотрено в § 5.4. Забойное давление при спу­ щенных НКТ до забоя в скважинах третьего типа можно рас­ считать по барометрической формуле давления газа, а в сква­ жинах первого типа — по формуле (7.9). В остальных случаях оценка р3 по р\ и потере давления от башмака до забоя мало надежна.

По полученным данным строят графические зависимости: а) индикаторную линию (см. § 5.4); б) регулировочные кри­ вые— зависимости параметров работы от диаметра штуцера йШт (рис. 7.4). Используя эти графики, определяют параметры пласта и скважины (см. § 5.4), а также устанавливают техно­ логический режим работы скважины (см. § 5.6).

При фонтанной эксплуатации также необходимо, чтобы га­ зовый фактор G0 был минимальным и поддерживался режим, при котором невозможны пульсации, приводящие к срыву фон­ танирования и способствующие осаждению песка. Причиной пульсаций может быть скопление газа в затрубном простран­ стве и периодический его прорыв в НКТ при p i< p H. Их можно уменьшить или устранить созданием в НКТ рабочих отверстий диаметром в несколько миллиметров на расстоянии 30—40 м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего газлифт­ ного клапана, оборудованием башмака НКТ башмачной ворон­ кой (раструбом) или забойным штуцером, создающим перепад давления 0,1—0,2 МПа; переводом работы скважины с опти­ мального на максимальный режим, а также отключением затрубного пространства с помощью пакера. Иногда строят еще

ложения парафина и солей в НКТ; б) при уменьшении р2 и Рзатр — образование песчаной пробки или накопление воды

между забоем и башмаком НКТ; в) при уменьшении р2 и уве­ личении Q — разъедание штуцера; г) при увеличении р2 и рзатр и уменьшении Q — засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе. Осложнения (неполадки, расстройства) в работе фонтанных скважин могут обусловли­ ваться отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также пропусками нефти, газа. Осложнения раз­ ного рода применительно ко всем способам эксплуатации сква­ жин рассматриваются в гл. 10. Негерметичности оборудования вызывают утечки нефти, газа, загрязнение территории, опас­ ность пожара и др. Поэтому они должны быть своевременно ликвидированы.

§ 7.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ДЛЯ КОНЕЧНЫХ И НАЧАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ФОНТАНИРОВАНИЯ ПО МЕТОДИКЕ А. П. КРЫЛОВА

При комплексном проектировании разработки нефтяных зале­ жей вопросы разработки залежи рассматриваются совместно с технологией и техникой добычи нефти. В проектных докумен­ тах гидродинамическими методами рассчитываются дебиты скважин при известных забойных давлениях или наоборот (см. гл. 2). Обычно расчет выполняется при первой постановке. Для расчета дебита необходимо знать забойное давление.

Принципы расчета

При рассмотрении условий артезианского и газлифтного фонта­ нирования показано (см. рис. 7.2), что фонтанирование сква­ жин возможно при забойном давлении р3> не меньшем мини­ мального забойного давления фонтанирования р3тш, т. е. р3^ ^Рзш 1п. Из условия совместной согласованной (устойчивой) работы фонтанного подъемника и пласта следует, что при за­

С течением времени по мере отбора нефти из залежи изме­ няются условия разработки и, как результат, условия фонтани­ рования: изменяются рпл, Рз, Q, увеличивается обводненность лв и т. д. Энергия Ескз, потребная на подъем флюидов в сква­ жине, увеличивается, а поступающая из пласта в скважину энергия £„л обычно уменьшается. Отсюда с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энер­ гии ДЕ, показатель которого — величина р2, а с другой стороны,