2014-02-02
1928
В газовых скважинах может происходить конденсации парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин.
В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность.
По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины и происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.
|
|
|
Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Поступление воды в скважину можно предотвратить изоляцией посторонних и пластовых вод.
Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами.
Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически.
Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется
· эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,
· отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,
· с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.
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.
|
|
|
Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При их открытии газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.
В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа «летающий клапан». В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре — верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом — «цилиндром», а сам он выполняет роль «поршня».
При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2—0,4 МПа. Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить
· остановкой скважины для поглощения жидкости пластом,
· продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы
· закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.
