Обводнения призабойной зоны

Эксплуатация газовых скважин в условиях

ЛЕКЦИЯ 12. ОБВОДНЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой (подъема газоводяного контакта) происходит закономерное и неизбеж­ное обводнение газовых скважин. Продуктивные газоносные пласты ха­рактеризуются сложным геологическим строением. Они, как правило, неоднородны как по мощности, так и по площади.

В этих условиях можно выделить:

- обводнение газовых скважин, вскрывших неоднородные слоистые пласты в результате продвижения воды по наиболее дренируемым пропласткам;

- обводнение газовых скважин, вскрывающих однородные пласты, в результате образования конусов подошвенной водой;

- обводнение газовых скважин в результате поступления воды на забой по некачественному цементному кольцу из выше или нижележа­щих водоносных горизонтов.

Обводнение газовых скважин приводит к уменьшению их дебитов (возрастает противодавление на пласт), затрудняет работу ствола сква­жин (возрастает сопротивление потоку газа в стволе). Возникает необхо­димость сепарации значительных количеств жидкости, в скважинах соз­даются благоприятные условия образования кристаллогидратов и т.д.

Анализ разработки большинства месторождений показал, что изби­рательное обводнение имеет место в наиболее проницаемых пачках и пропластках. Обводняться могут в первую очередь даже верхние и сред­ние пачки, чему способствует спуск НКТ (башмака) лишь до верхних дыр интервалов перфорации. Обводнение может начаться (как на Ленин­градском месторождении) при отборе из залежи менее 2 % начальных запасов.

Скорость образования конусов воды и время прорыва подошвенных вод на забой газовых скважин определяются главным образом анизотро­пией пласта и темпом отбора газа. Скважины, вскрывающие пласты с подошвенной водой (водоплавающие залежи, как в Западной Сибири), рекомендуется эксплуатировать при поддержании предельного безвод­ного дебита. В таких случаях целесообразно не вскрывать нижние 15-20 метров газонасыщенного пласта, т.е. идти на значительное несовершен­ство скважин по степени вскрытия пласта.

При некачественном цементировании в скважину поступают воды, характеризующиеся другим химическим составом и минерализацией, нежели подошвенные воды.

Для нормальной эксплуатации обводняющихся газовых скважин первостепенное значение имеет установление места притока воды, ее дебита, ее состава. Знание этих параметров позволяет вести эффектив­ный контроль за характером обводнения пласта и отдельных скважин.

Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, гидрохимическими, термодинамическими методами.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения можно выделить два этапа: начальный, когда вся поступающая на забой вода выносится на поверхность газовым потоком, и конечный, когда на забое начинается накопление столба жидкости. В конечный период объем во­ды, накапливающийся в стволе скважины в единицу времени, равен

(12.1)

где - дебит воды, поступающий из пласта в скважину;

- дебит воды, выносимый из ствола скважины на поверхность.

При "начальном" этапе обводнения

Обычно эксплуатация скважины при обводнении продолжается вплоть до "самозадавливания", т.е. скважина сама себя глушит и пре­кращается поступление газа из пласта.

Коэффициент обводненности газовой скважины определяют по формуле:

(12.2)

где - суммарная толщина обводненных пластов и пропластков;

- общая толщина дренируемых данной скважиной пластов.

Скважина может считаться полностью обводненной при ,

.

При обводнении скважины важно установить источник поступления воды, что позволит выбрать обоснованно метод удаления жидкости с забоя скважины.

Известные методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на:

■ механические (плунжерный лифт, газлифт, продувки);

■ физико-химические (с помощью пенообразующих реагентов). Все методы удаления жидкости могут иметь периодический или не­прерывный характер.

Периодическое удаление проводится:

- остановкой скважины для поглощения воды пластом;

- продувкой скважины в атмосферу;

- продувкой скважины через сифонные трубки;

- вспениванием жидкости путем ввода пенообразователя. Перечисленные методы эффективны при небольших дебитах воды. Непрерывное удаление проводится.

- путем эксплуатации скважин при дебитах (скоростях), обеспечи­вающих вынос воды с забоя;

- непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;

- плунжерным лифтом;

- откачкой жидкости глубинным насосом;

- вспениванием жидкости путем ввода поверхностно-активных ве­ществ (ПАВ).

В качестве пенообразователя применяются ПАВ: сульфанол, мою­щие порошки "Кристалл", "Луч". В качестве стабилизатора рекоменду­ется применять КМЦ-500, КМЦ-600.

Пенообразователь может подаваться на забой либо в твердом, либо в жидком виде. Жидкий пенообразователь подается на забой либо насо­сами, либо самотеком. Для ввода твердого ПАВ используются специаль­ные лубрикаторы. Для получения устойчивой пены, приготовляемой на поверхности, необходимо достигнуть максимальной степени дисперги­рования пузырьков воздуха. С этой целью применяют АЭРАТОР (рис. 19).

Рис. 19. Аэратор типа "труба в трубе":

1,6 - муфты; 2 - центратор; 3 - корпус;

4 - водяная труба; 5 - ниппель; 7 - воз­-

-душная труба

Объем водного раствора ПАВ рассчитывают в зависимости от мощ­ности пласта. Обычно на 20 метров пласта готовят 20-40 м³ ПАВ, ско­рость подачи жидкости на забой с поверхности не более 2-3 л/сек. Эф­фективна эксплуатация скважин с применением плунжерного лифта (рис. 20).

Плунжер работает под действием перепада давлений над ним и под ним.

Установка плунжерного лифта состоит из верхнего и нижнего амор­тизаторов, установленных в фонтанных трубах, и летающего клапана с шариком.

Под действием перепада давлений в стволе скважины плунжер со стол­бом жидкости над ним поднимается к устью и выдавливает ее за преде­лы устья скважины.

При работе скважин с использованием плунжерных лифтов важно установить режим его работы, предотвращающий "сухие" удары плун­жера о верхний амортизатор, а также обеспечить заданный зазор между плунжером и трубами.

Рис. 20. Схема работы плунжерного лифта.

На схеме работы лифта показано: позиции 1,7 - шарик и втулка сво­бодно падают в восходящем потоке газа; 2,8 - шарик сел на нижний амортизатор под. уровень жидкости; 3 - втулка соединяется с шариком под уровнем жидкости; 4,5 - втулка с шариком и жидкость поднимаются потоком газа; 6 - шарик и втулка упираются в верхний амортизатор, ша­рик отделяется от втулки и падает вниз на нижний амортизатор.