Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 20 страница

На кінці першого кроку за формулою (6.50) знаходимо:

РшгР2⁺^Р~ 1 ⁺ 1 = 2МПа;

7кп⁼ 305^ + (356^5 305,5)^{2 - 2} = 3101 К 12 -1

Середні значини для першого кроку: р\ - (1 + 2) /2 - 1,5 МПа;

Гі = (305,5 + ЗЮ,1)/2 = 307,8 К. Визначаємо витрата рідини та газу: ЯГЯА і 86400=150-1,03 / 86400=0,00178 м³/с,

К_|=(К_{ГВ + К0} ]_дЄ_^^ _{= (б4 +} 90) ¹⁵°- °'⁸- ^ = 0,0178 _м3/с,

^ищ" ^;86400 Ц Р\ 86400 273 1,5

дерп—тиск за стандартних умов, Па; То - температура за таких же умов, К. Дальше виконуємо обчислення:

4(0,00178 + 0,0178)

= 6,18 м/с;

3,14-0,0635²

_{Р =} - °-°¹⁷⁸ - 0,9:

0, 00178 + 0,0178

_р =р _?0£Ь ₌ 1,26------------- ²⁷³'^1,5------- = 18,84 кг/м³;

г_гроЦ 0,89 0,1-307,8

_ 6,18-0,0635-829

Ре_с = ■---------------- г— = 322 і 0;

10,1 10^-3

к ⁶>^1§2 «і 1

Рг_с ---------------------- = 61,3;

^с 9,81 0,0635

22 ■ 10~³ ~⁵ \Уе = - = 1,М0;

(829-18,84)-6,18² 0,0635

К„= - ____ ^=2388;

-у829-18,84 _ц.₁₀-з

- 1 + 0,13 2388 829-18,84 2-0,9 68. 10^ V'”

А. ~ ¹------------ ---------------- — --------------------- + ІЦ і ------- + 2------------- —

1 + 1,13' 2388 829 61,3 132210 0,06351

р (, = 829 (1 - 0,9) +18,84 - 0,9 = 99,85 кг/м³. Тоді за формулою (6.49) знаходимо:

= 1970,3 ^Па/м>

Аналогічно виконуємо розрахунки для інших інтервалів і визначаємо

і= =2880 м.

/=]

Криву розподілу тиску вздовж піднімальних труб зображено на рис.6.5.

Контрольні питання

1. Чому крива ліфтування газорідинного піднімача, схему якого показано на рис.6.1, відгинає відрізок на осі витрати газу, тобто не виходить з початку координат?

2. Поясніть, як змінюється тиск, який створюється стовпом газорідинної суміші, за збільшення: а) поверхневого натягу на межі поділу “нафта-газ”;

б) відношення густини газу до густини рідини; в) швидкості руху суміші.

3. Поясніть, як змінюється втрата тиску газорідинного потоку на тертя за збільшення: а) динамічного коефіцієнта в’язкості рідини; б) поверхневого натяту на межі поділу “нафта-газ”.

4. Охарактеризуйте принцип розрахунку тиску на виході з піднімальних труб, якщо відомим є тиск газорідинної суміші на вході в піднімальні труби.

Глава 7. ФОНТАННА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

Явище піднімання рідини з вибою на поверхню за рахунок пластової енергії називають фонтануванням свердловини, а спосіб експлуатації-фонтанним.

§ 7.1 Типи фонтанних свердловин, види н умови фонтанування

На підставі рівняння (1.19) балансу енергії у видобувній свердловині аналогічно формулі (6.22) можна записати рівняння балансу тисків у фонтанній свердловині:

Ра ~ Р2 ~ Рстф АРт АРін ■> (7-1)

де р_в - вибійний тиск (звичайно береться на рівні середини інтервалу продуктивного пласта), Па; рі - тиск на гирлі (викиді) свердловини (гирловий тиск), Па; р_ст ф - гідростатичний тиск стовпа флюїдів (у загальному випадку - нафти, води, газу) у свердловині, Па; Др_т - втрата тиску на ітдравлічний опір (тертя), Па; Д^їн - втрата тиску на інерційний опір (нехтують через малу величину), Па.

Види фонтанування і типи фонтанних свердловин

Залежно від співвідношення тисків вибійного р_ь і гирлового рі із тиском насичення нафти газом р_н (від місцезнаходження початку виділення газу з нафти) можна відокремити два види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.

Першому тіту свердловин відповідає артезіанське фонтанування

{рв^> Рп Рі?Рн\ ^коли фонтанування відбувається за рахунок ітдростатичного напору (рис. 7.1, а). У свердловині спостерігається
звичайне переливання рідини, рухається негазована (без вільного газу) рідина (аналогічно артезіанським водяним свердловинам). У затрубному просторі між насосно-компресорними трубами 1 та обсадною експлуатаційною колоною труб 2 міститься рідина, у чому можна переконатися, відкривши, наприклад, триходовий кран під манометром, який показує затрубний тиск Газ виділяється з нафти за межами свердловини у викидній трубі.

Другому типу свердловин відповідає газліфтне фонтанування з початком видиіення газу у стовбурі свердловини (р_в >р_н, р2 < р») (рис. 7.1, б). У пласті рухається негазована рідина, а у свердловині - газорідинна суміш (на рис. 7.1,6 показано усталений стан). Якщо тиск біля башмака НКТ р\ >р_н, то в затрубному просторі на гирлі міститься газ і затрубний тиск звичайно невеликий (ОД...0,5 МПа). Оскільки р\ >р_н > р2, то в міру піднімання нафти тиск знижується, збільшується кількість вільного газу, газ розширюється, зростає газовміст потоку, тобто фонтанування відбувається за принципом роботи газорідинного піднімача.

Третьому типу свердловин відповідає газліфтне фонтанування з початком виділення газу в пласті {р_в < р_И, рг < р_И) (рис. 7.1, в). У пласті рухається газована рідина, на вибій і до башмака НКТ надходить газорідинна суміш. Після початку припливу основна маса газу захоплюється потоком рідини і надходить у НКТ. Частина газу виділяється (сепарується) і надходить у затрубний простір, де газ барботує у відносно нерухомій рідині. У затрубному просторі накопичується газ, рівень рідини знижується і сягає башмака НКТ. З плином часу настає стабілізація і за р_ь <р_ц рівень рідини завжди встановлюється біля башмака НКТ. Затрубний тиск газу,

як правило, високий, майже сягає значин тисків р\ і р_в. У разі витікання газу із затрубного простору через канали негерметичності в різьовнх з’єднинах НКТ, обсадної колони труб, обладнанні гирла рівень перебуватиме вище башмака НКТ. Чим менші витрата та в’язкість рідини, більші витрата газу через башмак і розмір зазору між НКТ та експлуатаційною колоною, тим більше газу сепарується в затрубний простір.

Рксток 7.1 - Типи фонтанних свердловин і види фонтанування: а ~ артезіанське;

6- газліфтне з початком виділення газу у свердловині; в - газліфтне з початком виділення газу в пласті

Умова артезіанського фонтанування

Фонтанування свердловини можливе тоді, коли з пласта на вибій надходять флюїди, кількість енергії яких не менша, ніж потрібно для їх піднімання на поверхню.

Умова артезіанського фонтанування безпосередньо виходить з рівняння балансу тисків (7.1):

Рв ^ ^НР§ + А^т + Р2 ’ С⁷*²)

361

де Н - глибина свердловини по вертикалі (звичайно беруть до середини продуктивного пласта), м; р = (р_в ⁴-р_г)/2 - середня

густина рідини у свердловині, кг/м³; рв, р₂ - густини рідини в умовах

З 2

вибою та гирла, кг/м; % - прискорення вільного падіння, м/с,

З урахуванням викривлення стовбура свердловини глибина

п

Н = Н сокоіз або Н = £///соза₃₍-, (7.3)

(=1

де Н - відстань від гирла до вибою вздовж осі похилої свердловини, м;

а, - середній зенітний кут викривлення свердловини або кут відхилення осі свердловини від вертикалі, град; о^і - зенітний кут на ділянці стовбура свердловими довжиною Н\, град; п - кількість ділянок різного викривлення стовбура (у подальшому розглядатимемо вертикальні свердловини, а викривлення легко врахувати аналогічно).

Втрату тиску на тертя Др_х розраховуємо за формулою Дарсі- Вейсбаха.

Тиск на гирлі рі беремо залежно від умов збирання та підготовки продукції свердловини (див. § 1.4). Він забезпечує рух продукції свердловини від гирла до пункту збирання, залежить від втрат тиску на гідравлічний опір в обладнанні гирла, системі збирання та ін. (див. главу 2).

Внаслідок нерозривності потоку тривале фонтанування можливе лише за умови рівності витрат рідини, що припливає з пласта £?пл? ' рідини, що піднімається у стовбурі свердловини бгтід >^а тоді умову спиіьпоїузгодженоїроботи пласта і свердловини їаписуемо так:

бпл ⁼ £?під ⁼ & (7.4)

Оскільки приплив і піднімання рідини відбуваються за рахунок пластової енергії, то спільна робота пласта та фонтанної свердловини узгоджується через вибійний тиск р_в. Приплив (дебіт свердловини) можна, наприклад, описати загальним рівнянням індикаторної діаграми, звідки

(7.5)

Тоді умову (7.4) взаємопов'язаної спільної узгодженої роботи пласта і свердловини на основі умови артезіанського фонтанування (7.2) записуємо так:

(7.6)

або у функціональному вигляді з урахуванням залежності втрати тиску на тертя Ар? від витрати рідини <2

M(Q) = N(Ql

Розв’язуючи останнє рівняння графоаналітичним методом (рис. 7.2, а) або шляхом ітерацій з допомогою ПЕОМ, знаходимо дебіт свердловини Q і відповідний йому вибійний тиск р_в, причому тут знаходимо мінімальний граничний вибійний тиск артезіанського ііюнтанування p_Bmin. Із рис. 7.2, а випливає, що фонтанування можливе тільки за всіх р_в >р_в ^ проте за узгодженої робота р_в <р^, тобто фонтанування можливе за вибійних тисків р_т > р_в >р_{в mm}.

У разі артезіанського фонтанування найбільший дебіт свердловини можна отримати за умови рі =р_н.

З умови (7.6) випливає, якщо £) ⁼ 0, то

р_пл=Нр₈ + р'_2і (7.8)

тобто для визначення пластового тиску р_т достатньо виміряти тиск на гирлі Р2 в зупиненій свердловині.

Якщо НКТ опущено до вибою, то за затрубним тиском можна визначити вибійний тиск р_в у працюючій свердловині:

Рв “ ЇЇ9 § ⁺ Рзатр- (7-9)

Умова газліфтного фонтанування

Фонтанні свердловини другого і третього типів є газорідинним піднімачем, причому газ не вводиться ззовні, а виділяється з припли­ваючої нафта. За тиску, який дорівнює тиску насичення нафти газом р_и, кількість вільного газу дорівнює нулю, увесь газ розчинений у нафтї.

Уздовж шляху в міру зниження тиску від тиску насичення р_н до гирлового тиску р2 кількість вільного газу, що припадає на одиницю витрати нафти, збільшується від нуля до деякої значини.

За будь-якого біжучого тиску р кількість вільного газу Ут» який виділився і рухається у свердловині, можна подати як різницю кількості отриманого (видобутого) газу на поверхні (після сепарації на пункті збирання) і біжучої кількості розчиненого газу згідно із законом Генрі, тобто

^УГВ = \^с0 -а_р(р-Ро)1бн* (7-10)

де Со - експлуатаційний газовий фактор (відношення кількості

видобутого газу до кількості видобутої нафти, зведених до

3 3 ♦ - * *

стандартних умов), м /м; Ор - коефіцієнт розчинності газу в нафті,

3 3 з

м /(м *Па); - дебіт нафти, м /с.

Рисунок 7,2 — Графічна інтерпретація умов фонтанування артезіанського

{а) і газліфтного (б) (області можливого фонтанувати заштриховано)

Зазначимо, якщо в покладі Існує жорсткий водонапірний чи пружний режим або газ починає виділятися із нафти у стовбурі свердловини, то тут під Со можна розуміти пластовий газовий фактор (об’ємна кількість газу, що розчинена в одиниці об’єму пластової нафти за початкового тиску насичення І зведена до нормальних умов) або, іншими словами, газовмісг (газонасиченість) пластової нафти Г$ (див. §1.2). Щодо решти режимів роботи пласта, то експлуата­ційний газовий фактор не рівний пластовому газовому фактору (див. § 1.2, 1.7).

Оскільки зі збільшенням вмісту і'азу іустина газорідинної суміші зменшується, то в цілому для всієї довжини піднімальних труб за зменшення тиску ВІД Р\ ДО Р2 необхідно взята середню кількість вільного газу, яку можна записати як середньозважену по довжині Ь:

Кв Ьо - а_р(р - РО)] (7.11)

^ь 0

За О.П. Криловим (*р і беремо сталими вздовж Ь, а тиск - лінійно залежним від біжучої довжини І:

Р\~Р2

Р = Рї

Тоді, враховуючи, що dl---

Р\ -Р2

			(7.13)

Р\+Р'₎ і

- ⁽70^+apP0^_ctp; I Qн “

Ефективний газовий фактор беф, який маємо в наявності, має бути не меншим за питому витрату газу /?о, необхідну для роботи газорідинного піднімача. Звідси умову газліфтного фонтанування записуємо у вигляді:

С_еф>% (7.17)

Для раціонального витрачання пластової енергії фонтанний піднімач має працювати за максимального ККД, тобто за оптимальної питомої витрати газу. Тоді умова (7.17) уточнюється так:

С_еф — ^Оопт * (7* 18)

або з урахуванням формули О.П. Крилова (6.20) в розгорненому вигляді

(Х19)

^ „ (Р\ + Р2..

^0 ^-ар| ----- ^---- Ро

ч

^°’⁵(р\ -Р2)Р0^]п~ Р 2

V свердловини другого типу і ііднімальні труби доцільно опускати до рівня початку виділення газу, де тискр\ =р_п. З умови (7.19) можна разрахувати цю глибину опускання труб:

			(7.20)

де Е_н = —---- —.

Тоді мінімальний вибійний тиск фонтанування у свердловині другого типу

Рвтіп ⁼ Рн ~ ^)Р£- (7-21)

Якщо виявиться, що розрахункова значина 1>Н, то свердловина буде третього типу. У такому випадку труби опускаємо до вибою (Ь~Н), а тиск біля башмака НКТ р\ ~р_в.

Тоді з ірансцендентного рівняння (7.19) розраховуємо мінімальний вибійний тиск фонтанування р_ьтт для свердловини третього типу (рис. 7.2,6).

Під час газліфтного фонтанування дебіт свердловини також визначається спільною роботою пласта і піднімача, що можна описати залежностями відповідно:

2ші = *0 (р_ш - р_в У = 2пл (р_в); (⁷-²²)

2під = 0під(^,'о>Рі>Р2> (7.23)

Оскільки витрата газу У₀ зумовлена припливом нафти О згідно з рівнянням (7.15), тиск біля башмака рі пов’язаний з вибійним тиском /ї_в, наприклад, формулою (7.21), то за сталих р2, Ь, (і, р, (І, а для конкретної свердловини приходимо до залежності:

&*=&,*</>..)■ (⁷-²4)

Смільне розв’язування залежностей (7.22) і (7.24) показано на рис. 7,3. Точки перегину ліній £?пл(рв) і £?під(Рв) характеризують спільну узгоджену роботу пласта і піднімача, а в решті випадків має місце неузгоджена робота (О_ш > 0_тд або О_т < Опіа)- Причому точці Н відповідає нестійка робота, оскільки найменші коливання вибійного тиску р_в спричинюють зривання фонтанування (точка 3) або перехід роботи в точку С. Це леїжо усвідомити, узгодивши зміну вибійного тиску р_в ЗІ ЗМІНОЮ ВИСОТИ рівня рідини у свердловині (рв = /ід р £),

наприклад, для свердловини другою типу. Якщо ()_т > £?_п(д> то припливаюча рідина накопичується у стовбурі і зростає вибійний тиск Рь, а за 0„_ц < а,ід. навпаки, вибійний тиск р_й зменшується. У такому розумінні точка С - це точка стійкої спільної узгодженої роботи пласта і піднімача.

/'’»і /V.

Рисунок 7,3 - Графік спільної роботи пласта і піднімача при газліфтному фонтануванні

Таким чином, тривале газліфтне фонтанування можливе тільки за одної цілком певної значини вибійного піску р_ь. У разі зміни р2, Ь, (і точка С переміщуватиметься вздовж індикаторної лінії {?гш (Рв)* Проте за деякого поєднання параметрів, наприклад, велика значина тиску на гирлі р2, крива лІфтування <2під (Рв) може не перетинатися з індикаторною лінією £?пл (р_в). Тоді фонтанування не відбуватиметься. Можливі положення кривої лІфтування на рис. 7.3 показано пунктирною лінією.

§7.2 Обладнання фонтанних свердловин

Обладнання будь-якої свердловини, у тому числі фонтанної, має забезпечувати відбирання продукції на заданому режимі і можливість здійснення необхідних технологічних операцій з урахуванням питань охорони надр, довкілля та запобігання аварійних ситуацій. Воно поділяється на надземне (гирлове) і свердловинне (підземне).

Надземне обладнання

До надземного обладнання належать фонтанна арматура і маніфольд. Фонтанною арматурою обладнують фонтанні нафтові і газові свердловини. ЇЇ встановлюють на колонну головку. Фонтанні арматури виготовляють (ГОСТ 13846-84) за вісьмома схемами двох типів: трійникового І хрестового.

Фонтанні арматури розрізняють за конструктивними і міцнішими ознаками, Ці ознаки входять у шифр фонтанної арматури: АФХ^ХзХфХзХ^Ху, де АФ - арматура фонтанна; X] - кон­структивне виконання: підвіска НКТ на різі перевідника - К; підвіска НКТ на муфті - не позначається; для свердловин, обладнаних ЕВН - Е; Х2 - номер схеми монтажу трійникового і хрестового типів згідно з ГОСТ І 3846-84 (8 схем); у разі дворядної колони НКТ додається буква “а”; Хз - спосіб керування запірними пристроями: ручний - не позначається; автоматичний - А, дистанційний і автоматичний - В; Х4 - умовний прохід стовбура (50, 65, 80, 100 і 150 мм); через дріб зазначено умовний прохід бічного відводу (50, 65, 80 і 100 мм) у разі неспівпадання розмірів; Х₅ - робочий тиск, помножений на 0,1 МПа (7, 14, 21, 35, 70 і 105 МПа); Х$ - кліматичне виконання: для помірної кліматичної зони - не позначається; для холодної кліматичної зони - Х_л; Х7 - виконання за корозійною стійкістю для помірної кліматичної зони; К[ - для середовищ, в яких вміст СО; < 6 %; К? - для середовищ, в яких вміст Н₂3 > 6 % і СО2 > 6 %; К3 - для середовищ, в яких вміст < 25 % і ССЬ < 25 %; К2І - для арматури, яку виголошено з малоле- гованої і низьковуглецевої сталі із застосуванням інгібітора у свердловині.

Наприклад, АФК 6 В-100Х210 К2 - арматура фонтанна (АФ) з підвіскою на різі перевідника (К) за схемою 6 (хрестового типу з однорядною колоною НКТ), із дистанційним і автоматичним керуванням засувки (В), умовним проходом стовбура і бічних відводів 100 мм, яка розрахована на робочий тиск 21 МПа для помірної кліматичної зони і корозійного середовища (К2).

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки із запірними і регулювальними пристроями.

Тру’бна головка призначена для підвішування насосно-компре­сорних труб і герметизації просторів між ними і обсадною екс­плуатаційною колоною. У разі обладнання свердловини двома кон­центричними колонами НКТ (дворядна конструкція піднімача) труби великого діаметра підвішуються на різьовій з’єднині нижнього трій­ника (хрестовини), який встановлюється на хрестовині, що герметизує затрубний простір. Труби меншого діаметра підвішуються на різі пере­відника (стовбурної котушки), який розміщується над трійником. У разі однорядної конструкції піднімача нижній трійник не ставиться і труби, які підвішуються до нього, не опускаються. Використовується також муфтове підвішування труб.

Фонтанна яіинка призначена для спрямування потоку у викидну лінію, а також для регулювання і коїттролю роботи свердловини. Вона може включати один чи два трійники (одно- чи двоярусна трійникова арматура) або хрестовину (хрестова арматура). Двосгрунну (двоярусна трійникова і хрестова) конструкцію ялинки доцільно використовувати тоді, коли не бажано зупиняти свердловину, при цьому робочою є верхня або будь-яка бічна струна, а перший від стовбура запірний пристрій - запасним. Зверху ялинка закінчується ковпаком (буфером) із триходовим краном і манометром. Для опускання в працюючу свердловину приладів і пристроїв замість буфера ставиться лубрикатор.

Фонтанну арматуру монтують на гирлі свердловини з допомогою автомобільних кранів, а також з допомогою піднімальних механізмів (див. главу 10).

У процесі експлуатації арматури з прямотечійними засувками періодично змащують підчіпники їх шпинделя жировим солідолом, а в корпус засувки через штуцер у днищі набивають ущільнювальне мастило ЛЗ-162 або “Арматол-238”.

На викидних лініях після запірних пристроїв для регулювання ре­жиму роботи свердловини ставлять регулювальний пристрій (штуі(ер), яким здійснюють дроселювання потоку шляхом зміни площі про­хідного отвору. Штуцери поділяють на нерегульоваиі та регульовані.

Нерегульований штуцер часто являє собою діафрагму або коротку втулку (насадку) з малим отвором. Діаметр отвору штуцера може становити 5...25 мм. Діаметр отвору штуцера звичайно підбирають у процесі дослідження свердловини; є також формули для його оцінки. Такий штуцер надійний в експлуатації і незамінний за наявності піску в продукції.

ШвидкозамІнний штуцер складається з рознімного корпусу, який затискується між фланцями на викидній лінії арматури за допомогою шпильок. У корпус вставляється пробка з конічним отвором під змінну штуцерну втулку. Герметичність забезпечується гумовими ущільненнями.

Застосовують також найпростіші штуцери, які являють собою диск товщиною 7... 10 мм, у центрі якого є отвір з різзю для загвинчування штуцерної втулки.

Для заміни штуцера робочу викидну лінію відключають, а роботу свердловини переводять на запасну лінію, де також установлено необхідний штуцер. Потім знижують тиск у робочій лінії до атмосферного.

!____________________________________________________________

Найзручніше використовувати кутовий регулювальний дросель (ішуцер). У ньому в змінну насадку обертанням маховика за допо­могою штока вводять наконечник, який перекриває частину отвору, а показник засвідчує величину еквівалентного діаметра циліндричного отвору. За потреби із нього легко зробити нерегульований штуцер, для чого вузол штока треба замінити заглушкою і встановити втулку з конічною змінною насадкою, яка має повнопрохідний переріз.

Тиск на гирлі (до штуцера) і затрубний тиск вимірюють манометрами.

На фланцях бокових відводів трубної головки і фонтанної ялинки передбачено отвори для подавання інгібіторів корозії та гідрат- утворення в затрубний простір і стовбур ялинки, а також під кишеню для термометра.

Маніфопьд призначений для обв’язування фонтанної арматури з викидною лінією (шлейфом), якою подають продукцію на групове вимірювальне устаткування. Маніфольди монтують залежно від місцевих умов і технології експлуатації. У загальному випадку вони забезпечують обв’язування двох струн зі шлейфом, сірун із затрубним простором, струн і затрубного простору з факелом або амбаром тощо.

Підземне обладнання

До підземного обладнання належать насосно-компресорні труби, які використовують у випадках реалізації всіх способів експлуатації свердловин. їх називають також фонтанними, компресорними, насосними, піднімальними або ліфтовими.

ГОСТ 633-80 передбачає виготовлення чотирьох типів сталевих безшовних насосно-компресорних труб (НКТ): гладких; із висад­женими ззовні кінцями - В; гладких високогерметичних - НКМ і без­муфтових з висадженими ззовні кінцями - НКБ (труби перших трьох

типів з’єднують між собою за допомогою муфт). На кінці кожної труби наноситься маркування (характеристика). Труби всіх типів вико­нання А виготовляють довжиною 10 м, а виконання Б - двох груп: перша - довжиною 5,5...8,5 м, друга - понад 8,5... 10 м. Внутрішній діаметр НКТ змінюється в межах 20,7--100,3 мм за товщини стінки

3...8 мм.

В основному використовують труби з умовним діаметром (заокругленим зовнішнім) 60 і 73 мм (внутрішній діаметр відповідно 50,3 і 62 або 59 мм).

Мінімальний зазор, який допускається між внутрішньою стінкою обсадної колони і зовнішньою стінкою муфги НКТ, дорівнює 12... 15 мм; це означає, що за діаметра експлуатаційної колони 146 мм максимальний діаметр НКТ має не перевищувати 73 мм, за 168 мм - 89 мм і за 194 мм - 114 мм (взято за умовними діаметрами обсадних труб і НКТ).

Гранична глибина опускання НКТ у фонтанну свердловину залежно від діаметра і групи міцності сталі (Д Е, К, Л, М, Р) становить

1780...4250 м.

Допустиму глибину опускання труб з висадженими ззовні кінцями (рівноміцні) розраховують за межею міцності від власної ваги з коефіцієнтом запасу, який дорівнює 1,5, а інших (нерівноміцні - по різі 80-85% міцності нерІзаної частини) - за зрушувальним навантаженням.

Для експлуатації фонтанних свердловин використовують комплекси обладнання для попередження відкритих фонтанів (типів КУСА і КУСА-Е). Вони можуть обслуговувати від однієї до восьми свердловин і забезпечують герметичне перекриття стовбура свердловини у разі розгерметизації гирла, відхилення параметрів (тиску, дебіту) роботи свердловини від заданих І виникнення пожежі,

Основні елементи комплексів - пакер, свердловинний клапан-відсі- кач, який встановлюється всередині НКТ на глибині до 200 м, і над­земна станція керування. Керування клапаном-відсікачем може бути пневмо- (тип КУСА) або електрогідравлічним (тип КУСА-Е). Запір­ним органом є ляпавка або куля. Клапан-відсікач (а також засувку арматури) можна закривати або зі станції керування примусово, або листанційно з пульту' диспетчера, зв’язаного зі станцією керування лінією промислової телемеханіки.

Існують також автоматичні клапани-відсікачі, які спрацьовують у разі збільшення дебіту свердловини понад заданий. Вони встанов­люються на кінці НКТ. Зазначимо також, що автоматизація фонтанної свердловини передбачає автоматичне перекриття викидної лінії роз­вантаженим маніфольдним відсікачем типу РВМ-1. ВідсІкач спрацьо­вує автоматично у разі підвищення тиску в трубопроводі на 0,45 МПа (утворення парафінової пробки) І в разі його пониження до 0,15 МПа (розрив трубопроводу).

§ 73 Особливості дослідження і встановлення режиму роботи фонтанних свердловин

Фонтанні свердловини можна досліджувати будь-якими розглянутими раніше методами. Особливості виникають у разі дослідження на усталених режимах.

Режим роботи свердловини змінюють, використовуючи штуцер іншого діаметра, точніше, штуцер з іншим діаметром отвору для пропускання рідини, тобто змінюють гирловий ТИСК Рі. Після зміни штуцера свердловину витримують, звичайно кілька десятків годин, для стабілізації режиму (тривалість залежить від коефіцієнта гідропровідності, а також від відносної зміни дебіту AQ/Q).

Ознаки усталеного режиму -■ сталість дебіту £, тисків вибійного р_в і затру б НОГО (виявляють шляхом ряду послідовних вимірювань).

Дослідження проводять на трьох і більше усталених режимах робо™.

Дата добавления: 2015-08-29