§7. 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. VIII.13).

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

н едопущение забойного давления р_с ниже давления насыще­ния р_нас или некоторой его доли Рс>=0,75р_нас;

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.

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 периодических 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 межтрубного 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.