2.5 Исследования фонтанных скважин и установление оптимального режима их работы

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин проводят периодические их исследования по методу установившихся пробных откачек и методу

Рис, 11. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 пластового давления, 2 — забойного давления, S — Дебита скважины, 4 — газового фактора, 5 — содержания песка в продукции скважины, 6 — депрессии

неустановившихся режимов работы. Изменение режимов работы сква­жин проводят сменой штуцеров.

На каждом установившемся режиме работы фиксируют де- биты скважин, забойные давления, определяют газовые фак­торы и отбирают пробы жидкости для определения в ней со­держания воды и песка. На основе этих исследований, кроме индикаторных линий и графиков восстановления забойного дав­ления, строят графики зависимости забойного давления и де­бита нефти, газового фактора и содержания воды и песка и продукции скважины от диаметра штуцера. Эти графики на­ливаются регулировочными кривыми, характеризующими ра­боту фонтанной скважины на каждом режиме (рис. 11).

Как видно из рисунка, данную скважину можно эксплуа­тировать при диаметре штуцера, не превышающем 6 мм. На этом режиме вынос песка не более 0,3 % (допустимый), газо­вый фактор постоянный (60 м³/т) при забойном давлении (12,5 МПа) ниже давления насыщения (13,5 МПа). При этих условиях обеспечивается оптимальный дебит нефти 50 т/сут, обводненность — 6%. Дальнейшее увеличение диаметра шту­цера приведет к снижению забойного давления ниже давления насыщения и к резкому увеличению выноса песка и обводнен­ности скважины.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин геологическая служба НГДУ устанавливает_ежемесячно.

2.6. Охрана труда и охрана окружающей среды.

Газлифтная скважина оборудуется опрессованной фонтанной арматурой. Нефте- и газопроводы должны прокладываться из стальных бесшовных труб, соединенных сваркой. Их отогрев должен осуществляться только паром или горячей водой. Смонтированные трубопроводы подвергаются гидравлической опрессовке на полуторакратное рабочее давление.

При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяется обеспечению безопасного обслуживания газораспределительных будок и компрессорных установок.

Основная опасность в газораспределительных будках заключается в возможности скопления внутри них нефтяного газа. Для устранения этой опасности необходимо поддерживать герметичность оборудования и вентиляцию помещения. Следует использовать осветительные и другие электрические приборы только во взрывозащищенном исполнении. Чтобы исключить замерзание конденсата в батареях, необходимо на зиму утеплять будки. Для продувки газопровода устанавливают свечи на удалении от будки не ближе 10 м. На распределительных линиях, кроме рассмотренного выше оборудования, устанавливают в пониженных точках влагоотделители.

Компрессоры должны быть оборудованы манометрами, обратными и предохранительными клапанами, автоматическими отключающими устройствами и сигнализацией.

При обслуживании оборудования бескомпрессорной газлифтной установки (арматура газовой и газлифтной скважин, сепараторы, печи, метанольные установки, трубопроводы и т. д.) опасные моменты обусловлены высоким давлением газа, вредными свойствами метанола, образованием газогидраучастка трубопровода под воздействием высокой температуры при подогреве в печи.

Беспламенный подогреватель газа должен иметь систему автоматизации и сигнализации. При обслуживании беспламенных печей могут возникнуть опасности, связанные с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси в камере печи, разрывом подогреваемого участка газопровода и разрывом топливного газопровода вследствие гидратообразования. Для предотвращения разрыва печь перед зажиганием горелок должна быть проветрена. Должны постоянно гореть запальники. Следует периодически проверять состояние змеевиков.

Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины собирается в емкости и используется для бурения последующих скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.

Систематически контролируется состояние герметичности колонны, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.

При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.

Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для морей, актуальность применительно к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический покров и воздушная среда этих районов особенно чувствительны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепродуктами и прочими химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.

Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной техникой.

Список литературы:

1. Н. Л. Каток Нефть Удмуртии. Ижевск. Издательский дом «Удмуртский университет», 2000, 208 с.;

2. Ф. С. Абдулин Добыча нефти и газа. Учебное пособие для рабочих. Недра, 1983, 256 с.;

3. А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Учебник для техникумов. Недра, 1989, 480 с.