Общие вопросы по добыче

Последнее сообщение
Kot_86 35 7
Сен 14

Доброго времени суток!

Есть вопрос, с которым никак не могу разобраться до конца:

Для чего скважину поджимают на буфере? Поджатие на буфере = штуцирование? Что в таком случае происходит в самой скважине? 

MironovEP 2082 12
Сен 14 #1

по разным причинам. бывает чтобы оптимизировать режим работы скважины - ограничить выделение попутного газа. бывает чтобы давление в системе сбора понизить. если ЭЦН - оптимизирую работу насоса (но это редко).

VIT 1124 15
Сен 14 #2

Иногда делают чтобы скважина не умирала при фонтане или просто чтобы контролировать фонтанирование.

Иван007 864 11
Сен 14 #3

Kot_86 пишет:

Доброго времени суток!

Есть вопрос, с которым никак не могу разобраться до конца:

Для чего скважину поджимают на буфере? Поджатие на буфере = штуцирование? Что в таком случае происходит в самой скважине?

Если по простому то скважина накапливает больший объём жидкости, газа, воды -при ограничении её производительности на устье что позволяет ей постоянной работать, хотя есть штуцера на лифте там процесс несколько другой там часть жидкости перетекает в затруб для поддержания её постоянной работы.

Kot_86 35 7
Сен 14 #4

Спасибо огромное за ответы!

Буду признателен, если объясните еще пару моментов:

Если оператору дают задание - сниженный замер по скважине. Снижение возможно когда: 

а. скважина снижает по факту (снижается приток из пласта).

б. пропускает обратный клапан на устьевой арматуре.

в. проблемы с агзу (псм, тор, заслонка и т.д.)

Правильно?

Как в таком случае оператор определяет неисправности ОК, заслонки и т.д.? (на слух или как?)

P.S. Заранее прошу прощения если вопросы кажутся глупыми. Просто хочу во всем разобраться

Airat55 93 10
Сен 14 #5

Давненько работал оператором, надеюсь ничего не забыл:

Неисправность обратного клапана сразу заметите по возросшему динамическому уровню (равно как и негермет НКТ). А при сомнениях определяли обычно так: прикрывали/закрывали линейную задвижку и мониторили давление в монифольде. Растет давление - клапан держит и НКТ - гермет, нет - нет. Только оч аккуратно (счет идет на секунды) -  это делается свой страх и риск, опоздаешь открыть - последствия могут быть самыми плачевными). Ну и по горячей внутренней затрубной задвижке можно косвенно судить о неисправном ОК (только для мощных ЭЦНов). Т.е. если горячая жидкость нагрела задвижку, значит она поступает туда через ОК.

По АГЗУ. Исключить неисправность ПСМ - попробовать померить на других отводах. ТОР - было бы понятно сразу, снижали бы все скважины. Заслонка если не работает - клапан на ТОР бы не срабатывал. НУ и на слух тоже можно)

Kot_86 35 7
Сен 14 #6

Благодарю за ответ!

Еще парочка вопросов:

1) Как определить вышла ли скважина на подачу? (скважина стояла. затем её запустили в работу)

2) Опрессовка нкт установкой эцн (с помощью манифольдной задвижки). Когда её закрывают? Сразу после пуска скважины в работу (если скважина стояла)?  

eugeny.mashenko 2 6
Ноя 14 #7

1.По технологическому регламенту. Токи в рабочей зоне, т.е не выше номинала и не холостой ход, визуально проверяем подачу, делаем замер. Зимой определяемся с проходом. Передаём всё технологу)

2.Опресовывать чем будем газом? Дожидаемся подачи, при необходимости "грубим" зсп - опресовываем. И вообще одному лучше не опресовывать. А вдруг там кппс, и заклинит, а скважина последняя самая) Так, что один на станции, другой на скважине.

Go to top