Эксплуатация газовых скважин
16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
16.1. Особенности конструкций газовых скважин
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга; 4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 ºК, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 - 80 % в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.
Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.
Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.
На рис. 16.1. приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.
Физические свойства газа - плотность и вязкость, их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличается от изменения плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50 - 100 раз меньше, чем у воды и нефти
studfile.net
Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки
Ряд уточнений.
1) Дебит 47000 м3/сут это максимум после продувки, после которой данная скважина начинала плавно вставать. Для поддержания скважины на режиме ее необходимо было продувать 1 раз в 3 дня. После установки системы дебит вырос с 47 до 64, затем после оптимизации режимов до 72 000 (посмотрел отчеты, цифры уточнил). То есть, фактически же можно сказать (с учетом продувок и снижения добычи), что дебит вырос более чем в 2 раза. Поэтому результат здесь получился однозначно положительным, и, на самом деле, его признали искренне все, начиная с геологов, заканчивая центральным офисом.
Таких проблемных скважин около 100, через пару лет будет еще больше..... Если перемножить дебиты то получиться уже не хилая циферка.
2) Данная технология (я имею ввиду "Концентрические лифтовые колонны - КЛК") практически идеальна для сеномана. Там спущены НКТ 168 (в основном) или 114, поэтому при спуске дополнительной колонны создаются оптимальные условия для регулировки потоков и выносу воды и песка, с минимальными затратами энергии газа на противодавление.
КРС проблему ремонта этих скважин решал (если решал) затратно и кратковременно. Поэтому внедрение данной технологии позволит отказаться от большей части КРС, принципиальные решения руководство уже приняло.
3) Самое интересное, что этот проект реально начался с общения на подобном портале. У меня были общие идеи и в ходе обсуждения на Oilforume, я нашел коллегу с ВНИИГАЗА, который помог "заточить" технологию и втолкнуть ее в Департамент добычи Газпрома. Поэтому я могу на собственном опыте сказать, что общение на подобных форумах реально помогает и решает вопросы....
4) По моему мнению в вопросе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии, мы отстали от Америкосов лет на 30-50. Тому есть и объективные и субъективные причины. Еще пять лет назад само наличие проблем в этой теме, большинство специалистов не признавало или считало далеким и несущественным. Поэтому, по моему мнению, технологий у нас сейчас практически нет, адекватных предложений от производителей на рынке нет. Заказчики о технологиях и возможностях не знают....
Для сравнения у Америкосов производится около 100 000 операций по оснащению скважин различными системами: подачи ПАВ, плунжерные лифты, КЛК.
В Газпроме за два года: 1 система КЛК, 5 плунжерных лифтов производства Везерфорда.....
www.petroleumengineers.ru
Технологический режим эксплуатации газовых скважин
В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.
В предыдущей главе отмечалось, что технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, шумомеры, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.
1. Режим постоянного градиента на забое скважины . Математически градиент давления на забое газовой скважины можно представить в следующем виде
, ( 5.1)
где Q0 и рз0 -максимальный дебит скважин и соответствующее ему забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается.
Величина Y определяется, исходя из результатов исследований скважин и опытной эксплуатации для принятого дебита Q0, при котором ещё не наблюдается осложнений при эксплуатации.
Для скважин, гидродинамически совершенных по степени и характеру вскрытия пласта,
. (5.2)
Для скважин, гидродинамически несовершенных по степени и характеру вскрытия пласта,
, (5.3)
где F - площадь фильтрации на поверхности забоя скважины.
Для скважины с открытый забоем, вскрывшей пласт на величину hвс,
.
Для скважины, полностью вскрывшей пласт, обсаженной эксплуатационной колонной и перфорированной,
.
Здесь n число работающих перфорационных каналов; R0 - радиус полусферической каверны в пористой среде у перфорированного канала. Этот радиус часто определяют исходя из условия равенства поверхностей полусферы и цилиндрического перфорационного канала или по данным исследования скважины
,
где dдиаметр перфорационного канала; lего длина. Диаметр и длина канала зависят от типа перфоратора и крепости горных пород.
В гранулярных коллекторах (песках и песчаниках) при использовании перфоратора ПК-103 радиус полусферы можно определить из выражения
.
Здесь m в долях единицы.
В карбонатных трещиноватых коллекторах (известняках, доломитах, ангидритах) радиус полусферы находят из выражения
.
Режим постоянного градиента характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежании этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого. При определении допустимого градиента надо учитывать следующих два момента:
· На месторождениях с рыхлыми коллекторами в ряде случаев из-за неправильного выбора глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента. Кроме того, разрушение пласта при величине градиента, превышающего его допустимое значение, при котором не происходит разрушения, не является столь опасным, как это кажется на первый взгляд, так как для каждого значения заданного градиента существует область возможного разрушения, что приводит при значениях градиентов, превышающих допустимую величину, вначале к интенсивному выносу песка с последующему снижению его количества. Для заданной устойчивости коллектора нетрудно определять радиус зоны разрушения для различных величин градиента на забое.
· При установлении технологического режима работы скважин по разрушению коллекторов, как правило, отсутствуют данные, позволяющие оценить устойчивость коллекторов. Поэтому не обоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и , следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала.
Режим постоянной депрессии на пласт (Dр=рпл-рз=const). Дебит при этом определяется из выражения
, (5.3)
где Q дебит, приведенный к атмосферным условиям.
Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация коллектора при значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.
В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов( подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и т.д.) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов ( подошвенная или контурная вода, гидраты др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки.
Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабо переменной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным изменениям осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин.
Аналогичные расчеты можно повести и при образовании гидратов. В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита.
Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и .д. Этот случай близок к режиму постоянного дебита.
Режим постоянного забойного давления (рз=const). Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличии от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариант с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения. Режим постоянного забойного давления является временным ( особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.
Режим постоянного дебита. (Q=const). Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и т.д. Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом(скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.
Дебит выбирают с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, н.п. y=const или Dр=const, при котором не произойдет осложнений.
Режим постоянной скорости фильтрации на забое. Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится к призабойной зоне пласта, точнее к стенке скважины.
Математически, в предположении того, что силы, действующие на частицы пористой среды, пропорциональны скорости впервой степени, режим постоянной скорости фильтрации можно записать в виде
С=Q/рз=const. ( 5.4)
Здесь допустимое значение коэффициента С определяется по результатам исследования скважин.
Режим постоянного градиента по оси скважины .
Здесь rв плотность пластовой воды; dp/dy градиент давления на вершине конуса подошвенной воды (z=z0), направленный вверх вдоль оси скважины.
Указанный режим применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды.
Режим постоянной скорости газа на устье. Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО2, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2 не превышает 0,1 мм/год.
Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.
Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами.
Следует отметить, что режим постоянной скорости потока на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. Выбор более эффективного технологического режима при наличии агрессивных компонент связан с необходимостью применения труб с коррозийно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра ( с целью замены фонтанных труб на трубы большего диаметра в процессе разработки), а также использованием ингибиторов коррозии.
В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому при необходимости выбора режима с постоянной скоростью потока необходимо проверять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины.
oilloot.ru
ЛЕКЦИЯ 10. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
⇐ ПредыдущаяСтр 9 из 16Следующая ⇒
25. Особенности конструкций газовых скважин
Конструкция газовой скважины определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкцией забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструкцией и типом колонной головки.
Выбор конструкции скважин производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебетов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пластового газа. При выборе конструкции скважин учитываются как начальные параметры залежи, так и их изменение в процессе эксплуатации месторождения.
В отличие от нефтяных, водяных и нагнетательных к газовым скважинам предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн.
В газовых скважинах давление в верхней части колонн (на устье) значительно ближе к забойному в связи с малой плотностью газа. При эксплуатации скважин высока вероятность утечек газа, его миграция в вышележащие пласты, грифонообразование и даже открытое фонтанирование, в колоннах наблюдаются значительные дополнительные напряжения под воздействием давления и температуры газа. Температурные воздействия особенно велики в зоне многолетнемерзлых пород. При восстановлении естественной температуры в остановленных скважинах в зонах ММП возможны активные смятия колонн за счет расширения воды за колонной при переходе ее в лед. Чем больше диаметр колонны, тем больше вероятность смятия.
В газовых скважинах имеют место высокие скорости восходящего потока газа (до 10-20 м/сек). При наличии в газе мехпримесей (в Западной Сибири это явление обычное) в фонтанных трубах, в скважинном оборудовании, в фонтанной арматуре могут наблюдаться явления эрозионного разрушения, т.е. имеет место повышенный износ оборудования.
Экспериментально установлено, что при наличии в газе СО2, H2S или жирных кислот резко возрастает скорость коррозии, которая может достигать 0,1 - 0,2 мм/год. С ростом дебита скважин коррозия увеличивается. Наиболее неблагоприятные условия эксплуатации скважин наблюдаются тогда, когда происходит эрозия и коррозия одновременно. В этих случаях необходимо применение насосно-компрессорных труб (НКТ) из особых сортов стали - 18 ХIГ МФА, а при эксплуатации скважин ингибиторов коррозии (катапин БПВ, катапин КИ-I, аминокислоту РА-23).
Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвидацию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием забоя.
Вместе с тем диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах. Диаметры нефтяных скважин определяются стандартами насосного оборудования, а в газовых - пропускной способностью. Для контроля герметичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны впрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Сроки начала схватывания цементов рекомендуется определять по условиям на забое. Прочность цементного камня из облегченных смесей через 24 часа должна быть не менее 10 кгс/см2 при испытании на изгиб и 40-50 кгс/см2 при испытании на сжатие.
Проницаемость цементного камня не должна превышать 2-5 мД. Подъем цемента до устья повышает устойчивость обсадной колонны, обеспечивает возможность более высоких давлений в колонне, улучшает защиту от коррозии пластовыми водами.
Повышенный расход цемента и некоторое усложнение технологии крепления скважин окупается безаварийной эксплуатацией. При аварии - фонтане дебит скважин может достигать 10-30 млн.м3/сут. и ее ликвидация требует огромных сил и материальных затрат.
26. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин
В процессе добычи газа скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.
Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляемых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин и наземного оборудования.
Некоторые технологические режимы эксплуатации могут быть выражены математическими формулами, другие основаны на определенных принципах ограничения дебита или забойного давления. Технологический режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных характеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от условий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.
Обычно на каждую эксплуатационную скважину ежеквартально устанавливаются ряд параметров, т.е. технологический режим ее эксплуатации, который включает в себя: дебит скважины , дебит конденсата , пластовое давление , забойное давление , депрессию на пласт , устьевое давление , затрубное давление , устьевую температуру , дебит воды и т.д., всего свыше 20 параметров, включая конструкцию скважины и забоя. (При дебитах свыше I млн.м3/сут режим утверждается РАО "Газпром", при меньших дебитах - газодобывающим объединением).
Все перечисленные параметры могут быть изменены в следующем квартале в зависимости от задач разработки и эксплуатации месторождения, так как изменяются факторы, ограничивающие дебеты газовых скважин. Смена режима приводит к изменению числа скважин или изменению общего отбора газа из месторождения.
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих режимах:
1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины
(10.1)
Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах.
2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое
(10.2)
Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых. Дебит скважин в процессе разработки постоянно снижается за счет снижения и рассчитывается по уравнению
(10.4)
3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита
Режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы.
В этом случае должна постоянно повышаться депрессия на пласт, т.к. снижается . Забойное давление при этом режиме определяют по уравнению
(10.5)
При достижении начала разрушения коллектора необходимо сменить данный технологический режим на режим постоянной максимально-допустимой депрессии:
4. Режим постоянного забойного давления
(давление начала конденсации),(10.6)
при этом снижаются во времени Q и .
Дебит определяется выражением
(10.7)
Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с целью максимального извлечения конденсата.
5. Режимпостоянного устьевого давления
(10.8)
Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода эксплуатации месторождения).
Со временем Q и снижаются. Дебит рассчитывается по уравнению
(10.9)
6. Режим предельного безводного дебита
(10.11)
q* - безразмерный предельный безводный дебит, находится по специальным графикам (рис 16).
При всех перечисленных режимах работы скважин представляется возможным определить во времени следующие параметры:
Для этого используются:
■ уравнение материального баланса;
■ уравнение притока газа;
■ барометрическая формула давления;
■ данные исследования скважин на приток;
■ данные обработки КВД, КСД;
■ данные газоконденсатных исследований.
Рис. 16. Зависимость предельного безводного дебита от степени
вскрытия пласта
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут меняться на различных этапах разработки месторождения, т.к. изменяются факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин.
Вопрос о смене режима эксплуатации решается исходя из газогидродинамических и технико-экономических соображений, поскольку изменение режима приводит к изменению общего отбора газа из месторождения.
Рекомендуемые страницы:
lektsia.com
16.6.Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.
Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.
Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.
Периодическое удаление жидкости можно .осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется
пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2 - 0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.
При минерализации вод менее 3 - 4 г/л применяется 3 - 5 %-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15 - 20 г/л) используют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки «Дон», «Ладога», Триалон и другие) изготовляют гранулы диаметром 1,5 - 2 см или стержни длиной 60 - 80 см, которые затем подают на забой скважин.
Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут эта величина уменьшается.
Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300 - 400 л растворов сульфонола или порошка «Новость» приводил к увеличению дебитов в 1,5 - 2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10 - 15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10 - 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб диаметром 63 - 76 мм при глубинах скважин до 2500 м.
Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.
studfile.net
