значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа , что выше начального
на 0,8 МПа.
Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв
+ VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система
заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала
реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а
также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.
Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года )
колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным
величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее
Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане
горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения
проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда
добывающих и нагнетательных скважин.
Система ППД на месторождении применяется с 1973 года ( X, XII
горизонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения
разрабатываются шесть объектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII
горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи
нефти месторождения.
Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя
приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX)
до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,
текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давление по горизонтам
составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления
с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.
Приведенная выше характеристика текущего состояния разработки
месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании
нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению
места и количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а
также возможного утока закачиваемой воды за контур имеет место
несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по
данным НГДУ.
За 1995 год по указанным горизонтам добыча жидкости в пластовых
условиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854
млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 при
колебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целом по
месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть
на вытеснение нефти расходуется только 26% закачиваемой воды.
Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-
1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей
закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля
потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при
проектной величине потерь 30 %.
Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по
горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и
отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за
контур оценивается по Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды
за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите
таблицу 1.10.
Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери
закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на
поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.
Для сохранения потерь закачки прежде всего необходимо определить
источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого
нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-
вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению места и количества
воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс)
ГИС наиболее информативен в этом плане. Все эти рекомендации по контролю
за работой системы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены и
запланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.
II.2.2. Выполнение проектных решений разработки месторождения.
В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений
по системе разработки месторождения с точки зрения оценки степени
реализации запроектированной технологии, соответствия фактических
показателей разработки проектным и выявления основных причин их
расхождения.
Основными элементами технологии разработки являются: разработка
выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема
размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и
нагнетательных скважин.
Анализ состояния разработки показывает, что все выделенные объекты
эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой
скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI
горизонты, на которых имеются 32 добывающих и 3 нагнетательные скважины,
совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.
Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью
геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в,
VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются
обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и
рекомендаций авторского надзора.
Система заводнения. По всем основным разрабатываемым объектам
месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещения
соответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается
за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено
технологически.
Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов,
приуроченных к приконтурным зонам и зонам с низко продуктивными
коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдается
разрежение сетки за счет недоразбуренности проектного фонда скважин(
например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб,
IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта).
Анализ результатов бурения скважин на этих участках показывает, что
добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале
разработки этих зон. В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и
активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть
нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может
быть отменено.
В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно
проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.
Осуществляемая система заводнения по соотношению количества добывающих
и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом
соответствует проектным .
Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам
месторождения фактическая плотность сетки скважин в разбуренной части
залежи соответствует проектной величине и изменяется от 15(VIII) до 20 га
(IX) на скважину.
Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектам
поддерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VI
горизонтов текущее пластовое давление на уровне и выше начального. По
остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7
(X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давления по
Vаб горизонту носит растущий характер, по всем остальным -
стабилизировалось за весь послепроектный период на одном уровне.
Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на
уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление
выше проектного на 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X) ниже
проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения
по этим горизонтам на 2,4-5,0 МПа и составляющего 12,4-18,0 МПа ( против
принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличие между фактическими и проектными
забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С
учетом текущего давления насыщения рекомендуемые уровни забойного давления
по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.
Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по
месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6
тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза
(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора
жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как
показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и
несоблюдении техники и технологии добычи нефти.
Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления нагнетания по
всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в 1995 году при
проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетания не
реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа.
Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по
месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с
225 до 105 м3/сутки.
Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в
недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту единая и
стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки по
давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11
МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в
разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические
работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы
нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние
10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам
(горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-
2,2,15,
Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146
миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по
проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемых запасов нефти месторождения.
Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано воды в
пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов
закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет
923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный
фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.
Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что
фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта -
1984-1986 года соответствует проектной величине с некоторым превышением, а
в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефти выравниваются.
Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падение добычи нефти и
соответственно появляется расхождение с проектом, которое со временем
увеличивается с 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефти в
последние годы достигли 17-21 %.
Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам
аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом.
Основными из них являются :
. Неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта
. Недобор проектных объемов жидкости
. Ухудшение состояния фонда и системы ППД
. Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением
продуктивности пластов
. Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ против
усложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как
следствие увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение
действующего фонда
. Материально-техническая необеспеченность НГДУ в последние годы,
что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.
Среднедействующий фонд добывающих скважин в 1995 году составил 602
единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда
добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту,
нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих
- 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить
особенное интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два
года, для прекращения которого требуется дополнительные мощности служб
КРС и ПРС.
Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным
количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по
проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583
запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).
Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью
проанализированы показатели всех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995
годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в
действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из
которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой
добычи.
Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что
бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно в
этом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча по ним
соответствуют или выше проектных величин за весь послепроектный период -
1984-1995 годы.
Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхождения проектных
и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном
количестве. Так, например если в 1984-1989 годах рост годовой добычи
нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения
отборов жидкости с 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора
жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению
добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в 1993 году - на 40% и так
далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась против уровня 1989
года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).
Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением дебитов и
стабильным ухудшения состояния фонда скважин. Надо отметить, что
существующие уровни отбора жидкости из скважин - небольшие и ниже
возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает с дебитами жидкости
до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6 тонн/сутки по
нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти, так и по
жидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза.
Уменьшение средних дебитов происходит за счет роста малодебитного фонда,
что стало типичным для месторождения.
Такое положение связано прежде всего с недостатком ремонтно -
профилактических мер для поддержании режима работы фонда и контроля за
состоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где
показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки
скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно в период
обводнения и отложений солей и АСПО в призабойной зоне является основной
причиной образования МДФ из первоначально высокодебитных скважин.
Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего фонда.
Снижение дебитов связано в основном со снижение продуктивности скважин и
несоблюдением техники и технологии добычи нефти.
Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда
скважин такого месторождения как Жетыбай, характеризующегося низкими
дебитами, большими глубинами залегания пластов , высокопарафинистой нефтью
и другими осложняющими факторами и в итоге большей вероятности срыва
добычи.
Следующая причина снижения добычи нефти связана с недостатками
реализации проектной системы ППД в плане создания на месторождении единой,
стабильно и долговременно действующей системы заводнения. Процесс
заводнения на месторождении осуществляется недостаточно активно. Закачка
воды производится неравномерно по площади из-за деформированности
самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими зонами
отбора и закачки. Работы по регулированию приемистости и селективному
воздействию в условиях межпластового строения залежей для снижения
производительности заводненных пластов и других целей производится в
недостаточном количестве.
Требование проекта по давлению нагнетания не выполняется, хотя объемы
закачки превышают проектные. Давление нагнетается по проекту - 17-20 МПа ,
а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно для интенсивного
воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме того, увеличение
давления нагнетания при существующем техническом состоянии системы ППД
(частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны и другие) трудно
реализовать.
В результате снижается эффективность системы ППД, снижается забойное
давление значительно ниже Р нас в добывающих скважинах, нарушается
равновесие пластовых флюидов, что приводит к загрязнению внутризабойной
зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У увеличивается также фонд
нагнетательных скважин с низкой приемистостью, как за счет загрязнения
забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.
Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно
отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и
главным образом технического характера.
Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72%
проектного фонда. В 1995 году пробурена 1 добывающая скважина против 5
проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 4,2 тонн/сутки и
13,2 тонн/сутки по жидкости против проектных 9,6 и 39,6 тонн/сутки. С
начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн жидкости,
что меньше проектных на 14% по нефти (6910 тысяч тонн). Отобрано 47% НИЗ
при проектном 55%. Обводненность - 76%. Коэффициент нефтеизвлечения -
0,173 против 0,202 по проекту.
Применение площадной системы заводнения на горизонте позволило
обеспечить темп отбора на уровне 3% по нефти и поддерживать пластовое
давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее Р пл=19,9 МПа при
начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3 воды при компенсации 155%. В
1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует проекту - 2113
тысяч м.3
Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году
добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн (19%),
а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн (19%). Текущие показатели разработки
Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и на рисунке 2.2.4-5, откуда
видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме закачки
воды. Не выполнены годовые отборы по нефти на 49% (175,3 тысячи тонн
против355,3 тысячи тонн) и жидкости на 37%. Основными причинами снижения
добычи нефти является обводнение скважин , снижение продуктивности и
дебитов, загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП,
остаточные объемы ГТМ против осложнений, нерациональный режим работы
скважинного оборудования.
ВЫВОДЫ.
1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии
разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме
размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия,
осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако
технология заводнения на месторождении осуществляется в
недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту
стабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным
зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по
давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания
9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения
запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно -
профилактические работы по поддержанию и стабилизации
технологических приемов работы нагнетательных скважин и
работоспособности фонда в целом.
2. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки
по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их
расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом
значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием
комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического и
организационно - технического характера. Причины снижения добычи
нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как
показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение
количества действующих скважин против проекта, недобор проектных
объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД,
обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением
продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества
реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие
профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных
скважин и уменьшение действующего фонда, материально - техническая
необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии
фонда скважин.
Надо отметить особенно интенсивное увеличение
бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого
требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин
против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых
скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том
числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426
добывающих + 162 нагнетательные).
II.3. АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНТАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ
II.3.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости на
поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется
фонтанным.
Условия фонтанирования скважин.
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления
между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления
противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть
фонтанирование происходит под действием гидростатического давления
жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует
за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.
Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется
в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше
будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув
устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим
обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет
следующее основное равенство:
Рс = Рг+Ртр+ Ру; где
Рс - давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба
жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в
НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
. Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское
фонтанирование.
. Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего
фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Оборудование фонтанных скважин.
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья
скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые
спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана
рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка,
уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить
фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет
собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта
раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб,
герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной,
контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит
она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для
подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства
между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные
линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка
имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой
арматуре нижняявыкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней)
запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто.
Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство,
расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В
тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе
типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее
разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры должны выпускаться
на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в
виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени,
ожидаемому на устье скважины.
На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях
устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной
скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.
Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают
два манометра: один на буфере (вверх ее), второй - на отводе крестовика
трубной головки ( для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными
линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния,
содержания песка, парафина применяются различные.
