встановлення режиму, відповідного недопущення різкого збільшення кількості виноситься піску для запобігання утворення каверни в пласті за фільтром свердловини;
встановлення режиму, відповідного недопущення різкого збільшення процентного вмісту води в продукції свердловини;
недопущення на вибої свердловини такого тиску, при якому може відбутися смятие обсадної колони;
недопущення режиму, при якому тиск на буфері або в міжтрубномупросторі досягне небезпечних значень з точки зору міцності і надійності роботи арматури і поверхневого устаткування взагалі;
недопущення режиму, при якому тиск на буфері свердловини може стати нижче тиску в викидний маніфольді системи нефтегазосбора;
недопущення такого режиму роботи свердловини, при якому можуть виникати пульсації, що призводять до зриву безперервного процесу фонтанування;
встановлення такого режиму, при якому активним процесом дренування охоплюється найбільша товщина пласта або найбільше число продуктивних пропластков. Це встановлюється за допомогою зняття профілів припливу глибинними дебітоміром на різних режимах роботи свердловини.
Рис. 1. Регулювальні криві фонтанної свердловини: d - діаметр штуцера; 1 - Рc - забійні тиск, МПа; 2 - гo - газовий фактор, м 3/м 3; 3 - Q - дебіт свердловини, м 3/добу; 4 -? Р - депресія, Мпа; 5 - П - вміст піску в рідині, кг/м 3; 6 - n - вміст води в продукції свердловини,%
Після того як режим роботи даної свердловини встановлений і обгрунтований, за його подальшим підтриманням ретельно спостерігають.
Особливо ретельне спостереження встановлюється за високодебітною фонтанними свердловинами. При періодіческнх оглядах арматури фіксуються порушення герметичності в з'єднаннях, небезпечні вібрації елементів обладнання, показання манометрів. Про порушення нормальної роботи свердловин судять по аномальним змінам буферного і затрубного тиску, зміни дебіту нафти і обводнення, кількості піску та ін.
Наприклад, падіння буферного тиску при одночасному підвищенні межтрубного може вказати на небезпечні межі відкладення парафіну або мінеральних солей на внутрішніх стінках НКТ. Одночасне зниження буферного і межтрубного тиску свідчить про утворення на вибої свердловини піщаної пробки або накопиченні важкої мінералізованою пластової води в проміжку між забоєм і черевиком НКТ.
Мала швидкість висхідного потоку в цьому проміжку може за певних умов призвести до збільшення тиску на вибої. Падіння тиску на буфері при одночасному збільшенні дебіту вказує на роз'їдання штуцера і необхідність його заміни. Засмічення штуцера або відкладення парафіну в маніфольді і в викидний шлейфі при одночасному зменшенні дебіту призводить до зростання буферного і межтрубного тиску.
Принципи газліфтної експлуатації свердловин
газліфтна свердловина - фонтанна свердловина, в якій бракує для необхідного розгазування рідини газ підводиться з поверхні по спеціальному каналу (рис.2).
Після припинення фонтанування через брак пластової енергії переходять на Газліфт - це механізований спосіб експлуатації свердловин, при якому вводять додаткову енергію у вигляді стислого газу. Зазвичай спосіб використовується після припинення фонтанування через брак пластової енергії.
По колоні труб 1 газ з поверхні подається до башмака 2, де змішується з рідиною, утворюючи ГЖС, що піднімається на поверхню по підйомним трубах 3. закачувати газ додається до газу, що виділяється з пластової рідини.
У результаті змішування газу з рідиною утворюється ГЖС такої щільності, при якій наявного тиску на вибої свердловини достатньо для підйому рідини на поверхню.
Всі поняття та визначення, викладені в теорії руху газорідинних сумішей у вертикальних трубах, рівною мірою застосовні до газліфтної експлуатації свердловин і служать її теоретичною основою. Точка уведення газу в підйомні труби (башмак) занурена під рівень рідини на величину h; тиск газу Р1 в точці його введення в труби пропорційно зануренню h і пов'язане з ним очевидним співвідношенням
Р1=h * g .
Тиск закачиваемого газу, виміряний на гирлі свердловини, називається робочим тиском РP. Воно практично дорівнює тиску у башмака Р1 і відрізняється від нього тільки на величину гідростатичного тиску газового стовпа Р1 і втрати тиску на тертя газу в трубі Р2, причому Р1 збільшує тиск внизу Р1, а Р2 зменшує.
Точка уведення газу в підйомні труби (башмак) занурена під рівень рідини на величину h; тиск газу Р1 в точці його введення в труби пропорційно зануренню h і пов'язане з ним очевидним співвідношенням
