Технология эксплуатации скважин

Технология эксплуатации скважин состоит: в пуске и остановке скважины; установлении, поддержании и контроле за заданным режимом эксплуатации; обеспечении нормальной работы оборудования в осложненных условиях (гидратообразование, коррозия, обводнение, вынос на забой твердых частиц, растепление вечномерзлых пород), а также в поддержании в исправном состоянии контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

В процессе эксплуатации газовых скважин операторам необходимо контролировать и регулировать их работу, чтобы обеспечивать непрерывную и надежную подачу газа потребителям. Скважины должны быть приспособлены к устойчивой и безаварийной работе при значительных изменениях потребности в газе. Работу скважин контролируют путем замеров и регистрации рабочих параметров и анализа результатов периодических испытаний.

Группу скважин, а иногда и одиночные высокодебитные или удаленные скважины обслуживают операторы; дежурство их организуется круглосуточно.

Для замера рабочей производительности газовых скважин применяют диафрагмы, укрывая их в шкафы или размещая на газораспределительных пунктах. От каждой скважины к пункту прокладывают самостоятельный газопровод (шлейф). На ГРП эти газопроводы входят параллельно. После замера производительности газ из отдельных скважин поступает в общий газосборный коллектор.

Вблизи пункта размещают сепараторы и установки для предупреждения гидратообразования, а также регулирующие устройства (штуцеры, регуляторы давления), задвижки и другое газопромысловое оборудование. При таком централизованном размещении оборудования облегчается, удешевляется и ускоряется его обслуживание.

Все сведения о работе скважин периодически передаются операторами в диспетчерский пункт газового промысла, и диспетчер дает операторам распоряжения об изменениях режима работы скважин.

Контроль за технологическим режимом (дебит, давления на устье и входе в УКПГ) осуществляется автоматически. Когда это необходимо, оператор один или несколько раз за смену записывает показания расходомера и манометров в специальный журнал.

Оператор должен своевременно обнаружить любое нарушение нормальной эксплуатации скважины, принять срочные меры по устранению неполадок и вызвать соответствующие службы для полной ликвидации выявленных нарушений.

Детальное описание и порядок всех операций обычно приводятся в промысловых памятках, инструкциях и руководствах.

Пуск и остановка скважины проводятся вручную или автоматически при помощи открытия или закрытия соответствующих задвижек на устье или УКПГ. До пуска скважины обязательно проверяют исправность оборудования и приборов той технологической линии, в которую будет подаваться газ. Только убедившись в исправности, можно приступить к пуску скважины в работу. Сначала проверяют на устье скважины, в каком состоянии (открытом или закрытом) находятся все задвижки. Закрытыми должны быть рабочие задвижки на струнах, межструнная и коренная Резервные и буферная задвижки могут быть открытыми.

При включении любой газовой линии соблюдают следующее правило: задвижки (краны, вентили) открывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа (давления). На скважине первой открывают коренную задвижку, затем межструнную, далее рабочую на верхней (рабочей струне). Одновременно наблюдают за показаниями манометров и термометров. Через некоторое время показания стабилизируются и можно считать, что скважина выведена на соответствующий режим эксплуатации.

При остановке скважины задвижки закрывают в строго обратной последовательности: на рабочей струне, межструнную и коренную. Коренную задвижку не всегда закрывают, поскольку для ее замены надо задавливать скважину, поэтому работать коренной задвижкой стремятся как можно реже.

Полезно запомнить, что если при пуске газа в технологическую линию задвижки (краны, вентили) открывали последовательно по ходу движения газа, то при отключении линии задвижки закрывают в обратном порядке, последовательно приближаясь к источнику газа (давления).

Установление и поддержание заданного технологического режима эксплуатации скважины осуществляется после пуска скважины при помощи регулируемых или нерегулируемых штуцеров, установленных либо на устье, либо на УКПГ. Применяют нерегулируемые дисковые и втулочные, а также регулируемые игольчатые и шайбовые штуцеры.

Расход газа через штуцер и дебит скважины зависят от давлений до и после штуцера. Давление до штуцера устанавливают расчетом в зависимости от технологического режима работы скважины. Давление после штуцера определяют выбранным режимом сбора газа и подачи его в магистральный газопровод. Если эти параметры в течение некоторого промежутка времени будут поддерживаться неизменными, то штуцер данного диаметра будет пропускать одно и то же количество газа и поддерживать неизменное буферное давление.

Причиной возрастающего выше заданной величины дебита скважины с устьевым оборудованием, оснащенным нерегулируемым штуцером, может являться износ рабочего отверстия диска или втулки штуцера. В этом случае принимают решение о замене штуцера. Для выполнения этой операции требу­ется закрыть задвижки на входе и выходе из рабочей струны и линии, открыть вентиль на этой линии и через него сбросить газ в атмосферу. Только после снижения давления до атмосферного можно приступить к замене штуцера.

Если давление в газосборной сети будет изменяться, то и давление на буфере скважины также не будет постоянным. Следовательно, применением дискового или втулочного штуцера нельзя в этом случае регулировать работу газовой скважины. В такой ситуации применяют штуцеры с изменяемым вручную сечением. Проходное сечение регулируемого штуцера изменяют вращением вручную или автоматически маховика, перемещающего конусообразную иглу, входящую в отверстие штуцера, каждому обороту иглы соответствует одинаковое изменение проходного отверстия. Строгого соответствия диаметра рабочего сечения штуцера и получаемого дебита фонтанной скважины не существует, поскольку газожидкостный поток обладает достаточно сложной формой. Поэтому диаметр отверстия нерегулируемого или число оборотов маховика регулируемого штуцера подбирают опытным путем.

При частой регулировке уплотнение регулируемого штуцера имеет свойство быстро изнашиваться. Это происходит потому, что струя газа все время ударяется в него и после этого поворачивается на 90° для выхода из штуцера. Автоматически действующие регуляторы давления являются наиболее совершенными приборами регулирования работы газовых скважин. Преимущество их особенно заметно при групповом регулировании скважин. В этих случаях регуляторы давления устанавливают в помещении центрального газосборного пункта.

После установления заданного режима скважина должна нормально эксплуатироваться.

Как правило, при эксплуатации скважины все задвижки (коренная, межструнная, рабочая и резервная на рабочей струне должны быть полностью открыты. Это необходимо, чтобы предохранить их от разрушения струей газа, в которой всегда имеются твердые и жидкие частички.

При эксплуатации скважин возможно накопление газа в пространстве между эксплуатационной, технической колоннами и кондуктором. Это обнаруживают по манометру на колонной головке.

При межколонных проявлениях газа определяют место утечки, и после глушения скважины ликвидируют эту утечку, в частности, закачкой специальных смол в затрубное пространство.

Ремонт и смену какой-либо части фонтанной арматуры проводят после остановки скважины с обязательным закрытием коренной задвижки и снижением давления в арматуре до атмосферного за счет выпуска газа через факельную линию.

Запорную арматуру с указателем направления потока среды необходимо устанавливать строго в соответствии с направлением потока по направлению стрелки.

Использовать арматуру строго по назначению в соответствии с указаниями в техническом паспорте, технических условиях, стандартах или в особых условиях заказа.

Открывать запорную арматуру следует полностью до упора, закрывать нормальным усилием, плотно, без применения в том и в другом случаях добавочных рычагов.

Оператору запрещается проводить работы по устранению дефектов уплотнений и восстанавливать наполнение сальников при наличии давления в газопроводе.

Сальниковые болты и шпильки надо подтягивать равномерно, во избежание перекосов.

Наружную резьбу шпинделей арматуры смазывают ежемесячно.

При обнаружении неустранимых неплотностей в прокладках (между корпусом и крышкой) и затворе арматуру следует снять с газопровода, разобрать и тщательно осмотреть. Дефекты на уплотнительных поверхностях устранить приточкой или притиркой (возможность подобного ремонта должна быть предусмотрена конструкцией).

Сварные соединения ежемесячно проверяют на целостность внешним осмотром, при этом удаляя обнаруженную грязь или ржавчину.

При осмотре устья скважины, прежде всего, необходимо убедиться в герметичности всех соединений. Простейший признак нарушения герметичности - «обмерзание» (иней, лед) в месте утечки газа. Для более точного определения мест утечек, подозреваемые участки обмыливают пеной. Линии, по которым движется газ, отличают по показаниям манометров и термометров, а при отсутствии последних полезно помнить, что трубы, по которым идет газ, теплее других. Если задвижка или другое запорное устройство негерметичны, то труба после этого устройства охлаждается за счет дросселирования газа через неплотности в соединении.