Для зручності обслуговування (відкриття і закриття засувок, заміни штуцерів, проведення ремонтів і досліджень) на гирлі монтують спеціальні містки. Обладнання гирла складається з колонної головки (КГ), трубної головки (ТГ) і фонтанної ялинки (Я). На родовищі застосовують ялинки хрестового типу. Колонна головка призначена для обв’язки верхніх кінців обсадних колон (кондуктор, технічна і експлуатаційна колони) і служить опорою для фонтанної арматури. Колонні головки обладнують спеціальними відводами. На одному встановлюють вентиль з манометром для вимірювання міжколонних тисків, на другому – засувку. Через другий відвід при необхідності закачують спецрідини в міжколонний простір.

Трубна головка для обв’язки фонтанних труб, герметизації міжтрубного простору між експлуатаційною колоною і фонтанними трубами. Трубна головка складається з корпусу, трубної підвіски і бічних відводів. Бічні відводи дозволяють закачувати в затрубний простір воду і глинистий розчин при глушінні свердловини, інгібітори гідратоутворення, вимірювати затрубний тиск, а також відбирати газ із затрубного простору.

Підвіска фонтанних труб здійснюється на різьбі або клинах. Другий спосіб кращий, тому що в цьому випадку можливе переміщення колонних труб під дією температурних і динамічних напруг. Трубні головки комплектуються з ялинкою у відповідності з діаметром фонтанних труб.

Ялинка складається із вертикального стовбура і бічних відводів – викидів. На кожному встановлено дві засувки: робоча і резервна, на стовбурі встановлена корінна і буферна засувка. При зборі фонтанної арматури, при заміні окремих її елементів, необхідно бути дуже уважними, слідкувати за правильним і повним кріпленням всіх шпильок і болтів.

Присвердловинні установки призначені для подачі в свердловину або шлейф інгібіторів корозії і гідратоутворення, ПАР для вилучення рідини з вибою свердловини, а також для регулювання і автоматичного керування режимом експлуатації свердловин. До них відносяться присвердловинна установка для подачі інгібітора і ПАР.

3.3 Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі

Основними ускладненнями в роботі свердловин є корозія газопромислового обладнання, винос конденсаційної води і перетоки газу між пластами, утворення гідратів в шлейфі свердловини.

Основними корозійноагресивним елементом в продукції газових свердловин є вуглекислий газ. В зв’язку з його наявністю в продукції свердловин Більче-Волицького газового родовища для подальшої експлуатації необхідний постійний інгібітор ний захист свердловинного обладнання. В період ремонтних робіт рекомендується проводити пропарку НКТ за допомогою пересувного парогенератора ППУ-34.

В даний час свердловини експлуатуються на режимах ?Р=const, що дозволяє підтримати постійну депресію на пласт і одночасно зменшувати дебіт газу.

Технологічні режими свердловин покладу НД-10-НД-12 на 01.01.2003 р. приведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Технічні режими експлуатації свердловин Більче-Воли-цького газового родовища горизонту НД-10-НД-12

Номер свердловини | Статичний тиск, МПа | Пластовий тиск, МПа | Тиск на буфері св-ни, МПа | Тиск на вибої св-ни, МПа | Депресія на пласт, МПа | Середньодобовий видобуток | Видобуток з початку розробки

газ, млн.м3 | вода, м3 | газ, млн.м3 | вода, м3

9 | 1,12 | 4,56 | 1,37 | 2,17 | 2,38 | 25,5·10-3 | - | 165,8 | 8,16

18 | 3,98 | 4,74 | 1,36 | 2,11 | 2,63 | 16,3·10-3 | 18·10-3 | 53,547 | 46,95

27 | 4,02 | 5,86 | 1,45 | 3,19 | 2,67 | 13,4·10-3 | 12·10-3 | 39,026 | 42,935

200 | 3,75 | 4,76 | 1,38 | 1,74 | 3,02 | 10,3·10-3 | 20·10-3 | 33,351 | 63,64

502 | 4,76 | 5,18 | 1,38 | 3,13 | 2,17 | 7,4·10-3 | 20·10-3 | 2,893 | 3,82

505 | 3,51 | 6,24 | 1,37 | 3,24 | 3,0 | 17,4·10-3 | 40·10-3 | 6,271 | 14,45

508 | 8,33 | 7,80 | 1,60 | 4,12 | 3,68 | 10,5·10-3 | 13·10-3 | 3,962 | 4,9

510 | 4,10 | 4,48 | 1,43 | 2,82 | 1,66 | 0,8·10-3 | 0,3·10-3 | 21,988 | 7,51

516 | 3,12 | 3,27 | 1,29 | 1,54 | 1,73 | 1,9·10-3 | 2·10-3 | 18,574 | 73,79

517 | 4,83 | 5,74 | 1,41 | 3,06 | 2,68 | 1,4·10-3 | 4·10-3 | 7,219 | 8,77

520 | 3,76 | 4,11 | 1,42 | 1,76 | 2,35 | 17,1·10-3 | 1·10-3 | 16,924 | 9,14

521 | 4,57 | 5,30 | 1,32 | 3,99 | 1,19 | 4,6·10-3 | 10·10-3 | 3,688 | 4,29

522 | 6,56 | 5,45 | 1,48 | 2,94 | 2,51 | 12,8·10-2 | 4·10-3 | 5,583 | 3,62

3.4 Характеристика методів дослідження свердловин покладу, технологія, техніка та періодичність їх проведення. Обробка результатів дослідження свердловин

Основною основою дослідження свердловин є вивчення фільтраційних опорів ПЗП. Види дослідження в свердловині, їх обсяги і періодичність регламентовані проектом розробки.

При дослідженні свердловин Більче-Волицького газового родовища проводять дослідження при усталеній і неусталеній фільтрації газу в пласті.

До методів неусталеної фільтрації відносяться:

метод визначення параметрів пласта за даними простеження впливу зміни параметрів пласта за даними простеження впливу зміни режиму роботи свердловин на режимі роботи віддаленої від неї реагуючої нової свердловини;

метод визначення параметрів пласта за даними відновлення тиску в свердловині.

До методів другої групи відносяться визначення середніх фільтраційних характеристик в деякій області пласта та їх зміни на деякій відстані від свердловини. При проведенні таких досліджень визначається більша кількість параметрів пласта. Це дозволяє уточнити границі поширення пласта, місце перетоку газу. Ці методи менш трудомісткі і дозволяють провести дослідження з меншими затратами гасу і засобів.

В 2003 році на Більче-Волицькому родовищі були виконані наступні роботи: 1) замір пластового