Обоснование конструкции фонтанных подьёмников и устьевого оборудования скважин

Выбор оборудования скважин является необходимым условием рациональной эксплуатации месторождения и должен обеспечивать достижения максимально возможных технико-экономических показателей. Обоснование конструкций фонтанных подъемников и устьевого оборудования обусловлено характерными особенностями разработки месторождения. В основу выбора должны быть заложены: диаметр эксплуатационной колонны, глубина залегания продуктивных горизонтов, обеспечение заданных рабочих дебитов, минимальные потери давления в стволе скважины, вынос с забоя на поверхность механических примесей и жидкости потоком газа, а также возможность проведения ремонтных и исследовательских работ.

Итак, как показывает опыт эксплуатации данного месторождения добываемый скважинами газ, несет с собой жидкие и твердые примеси и для предупреждения осложнений в процессе дальнейшей разработки необходимо провести обоснование используемой техники и технологии добычи газа. Для этого фонд эксплуатационных скважин, параметры разработки, уровни добычи газа и газового конденсата приняты на основе фактических показателей эксплуатации скважин и предлагаемых вариантов разработки. Результаты газодинамических расчетов приведены в таблице 17 А (Приложение А).

Анализируя результаты проведенных расчетов можно сделать вывод, что существующая конструкция подъемного лифта на данном месторождении не обеспечивает минимально необходимую скорость подъема газа для выноса жидких и механических примесей с забоя. Тем самым, для исключения накопления примесей на забое и в стволе скважины, в дальнейшем необходимо произвести замену одноступенчатой колонны НКТ на двухступенчатую с уменьшением диаметра нижней части колонны.

Также анализируя условия эксплуатации скважин необходимо акцентировать внимание на глубине спуска подъемных труб относительно интервала перфорации. В таблице 16 А (Приложение А) приведены данные, показывающие на какую глубину спущены фонтанные трубы в скважинах относительно вскрытия пласта. Данные показывают, что башмак колонны фонтанных труб расположен выше интервала перфорации на 7 — 15 м. Такое положение нельзя считать нормальным, так как опыт работы многих газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что установка НКТ выше верхних отверстий перфорации способствует накоплению в нижней части пласта жидкости, которая не подхватывается потоком газа, а скапливается в призабойной зоне, что снижает добывные возможности скважины.

Лифтовый подъемник собирается из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633–80.

Обустройство устья газовых скважин выполнено в соответствии с требованиями нормативных документов. Схема обустройства устья скважин представлена на рисунке 4 Б (Приложение Б).

Устья скважин оборудовано стандартной фонтанной арматурой типа АФК 3−65×35 по ГОСТ 13 846–89 «Арматура фонтанная и нагнетательная». Выбор фонтанной арматуры был сделан исходя из ожидаемых значений рабочего давления и объемов добываемой продукции.

Обвязка скважины предусматривает возможность аварийного отключения скважины при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или потери шлейфом пропускной способности при закупорке гидратами, что исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважин перед ремонтом в 100 м от устья на шлейфах установлен специальный крановый узел с задвижкой для подключения задавочного агрегата, а также арматура для подсоединения путевого подогревателя и путевой подогреватель.

Скважины оборудованы продувочной линией и свечой. На устье продувочная линия имеет две задвижки — рабочую и контрольную. Конец продувочной свечи оснащен фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины. Согласно сложившейся практике обустройства газовых скважин на месторождениях Сахалина продувочная свеча выполнена горизонтальной и выводится в амбар.