Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

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.