Ускладнення при експлуатації газових свердловин

1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою.

2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнення.

Особливості експлуатації обводнених газових свердловин., Роботу свердловин часто ускладнює рідина, що надхо­дить з пласта. Накопичуючись у стовбурі, вона призводить до збільшення вибійного тиску і, як наслідок, до мимовільного зменшення дебіту аж до повної зупинки роботи свердловини.

Рідиною, що ускладнює роботу газової свердловини, може бути: 1) технічна вода, що залишилася у свердловині і привибійній зоні пласта після буріння й освоєння свердлови­ни; 2) пластова вода, що надходить у свердловину по окремих високопроникних інтервалах чи тріщинах пласта; 3) вода й вуглеводневий конденсат, що перейшли з газової фази в рідку в результаті порушення фазової рівноваги внаслідок зниження тиску і температури в привибійнія зоні пласта і стовбурі сверд­ловини.

Залежно від джерела й інтенсивності надходження ріди­ни у свердловину застосовують різні способи її видалення з вибою й обмеження припливу у свердловину.

У разі інтенсивного надходження води у свердловину за рахунок і" випереджального прориву по окремих високопро-никних інтервалах чи тріщинах пласта джерела обводнення, якщо це доцільно, ізолюють цементним розчином, синтетич­ними смолами, полімерами й іншими матеріалами. Вибір кон­кретної схеми робіт і тампонажних матеріалів роблять після ретельного вивчення умов обводнення, конструкції свердло­вини, колекторських властивостей пласта, складу води.

Видалення рідини зі стовбура свердловини проводять шляхом їі відпомповування глибинними насосами чи підтри­муванням у стовбурі свердловини такої швидкості руху газу, за якої рідина виноситься його потоком.

На гізній стадії експлуатації покладу за значних обсягів води, що надходить, відкачка рідини з газових свердловин глибинними насосами доцільна, якщо її ізоляція з якихось причин не має сенсу чи неможлива. Застосувується цей спосіб рідко через складність устаткування і його недовговічность в корозійно-активному середовищі.

Для винесення рідини з вибою свердловини потоком га­зу його швидкість повинна бути вище деякої критичної значн­ий, оцінюваного за допомогою модифікованого числа Фруда

де: - швидкість руху газу біля башмака піднімальних труб; густина газу і рідини в умовах башмака піднімаль­них труб; - внутрішній діаметр піднімальних труб; - при­скорення земного тяжіння.

У природних умовах без застосування додаткових захо­дів стійкий винесення рідини з вибою свердловин відбуваєть-*

ся за . Досягти швидкості газу, що відповідає цим значинам, часто неможливо через обмеження, що накладають­ся на робочий дебіт свердловин. Тому застосовують спеціальні методи, які дозволяють знизити значину критичної швидкості, зокрема встановлення диспергаторів, плунжерний ліфт, поверхнево-активні речовини.

Диспергатори являють собою стаціонарні, Іноді рухомі, встановлені біля башмака чи по довжині піднімальних груб пристрої, ще» дроблять рідину в потоці газу і, тим самим, по­кращують умови для її винесення на поверхню. Використання диспергаторів дозволяє видаляти рідину зі свердловин на швидкостях газу, що відповідають числам Фруда, більшим 0,64.

У промисловій практиці, для видалення рідини з газових свердловин, широке застосування одержали поверхнево-активні речовини (ПАР). Розчин ПАР, шо подається в затруб-ний простір свердловин, попадає в наявну на вибої свердло­вини рідину, різко знижує її поверхневий натяг на межі з газом. Піна, шо утворюється в результаті, має низьку густину і легко виноситься газом на поверхню. Для подавання ПАР' у дозованих кількостях слугують встановлювані на гирлі сверд­ловини комплекси типу "Лотос" (див. рис 4.4).

Вони включають ємність, з якої ПАР самопливом надхо­дить у за-рубний простір свердловини. Регулювання витрати ПАР проводиться пневматичними пристроями. Іноді ПАР у затрубний простір подають централізовано разом з інгібітора­ми гідратоутворення і корозії по спеціальних шлейфах-інгібіторопроводах.Причини обводнення газових свердловин. Розробка газових родовищ при водо­напірному режимі супроводжується поступовим обводненням видобувних свердловин підошовними чи крайовими водами.

Поява води в продукції свердловин може бути також викликана рядом інщих причин. В свердловини можуть надходити проміжні води з водонасичених пропластків, розміщених в продуктивному розрізі, залишкова вода з окремих защемлених лінз або зв'язана вода гли­нистих відкладів, яка відтискується зі зниженнням пластового тиску. При створенні знач­них депресій на пласт можливий рух або перенос газом в дисперсному стані частини за­лишкової води, особливо у випадку пластів з низькою газонасиченістю. При неякісному це­ментуванні експлуатаційної колони відбуваються перетоки "чужих" вод верхніх і нижніх водоносних горизонтів. Обводнення свердловин може бути також зумовлене тріщинно-, жильними водами, які заповнюють водопровідні тектонічні розломи чи надходять по них з більш глибоких стратиграфічних горизонтів, а також припливом води з верхніх водоносних горизонтів по тектонічних порушеннях. На останній стадії розробки газових родовищ в умо­вах низьких дебітів газу можливе скупчення на вибоях конденсаційної води, яка випадає в стовбурі свердловини в результаті зменшення температури по шляху руху газу. При роз­робці газоконденсатних родовищ на режимі виснаження пластової енергії в умовах ретрог­радної конденсації вуглеводневої суміші на вибоях свердловин може скупчуватися вуглевод­невий конденсат, який випадає з газу в стовбурі свердловин і надходить у рідинному стані разом з газом з пласта (за рахунок його руху при насиченостях, більших від критичного значення, або витіснення газом чи водою).

З появою рідини (води і конденсату) в продукції свердловин знижуються дебіти газу, що пов'язано зі зменшенням фазової проникності пористого середовища для газу, обводнен­ням частини газовіддаючих інтервалів, зростанням втрат тиску у привибійній зоні пласта, стовбурі свердловин і системі збору газу при русі двофазної газорідинної суміші. При змен­шенні дебіту газу нижче мінімально необхідного значення для виносу рідини відбувається нагромадження води і вуглеводневого конденсату на вибої й у привибійній зоні і свердлови­на поступово зупняється.

Методи боротьби з обводненням газових свердловин. Всі методи боротьби з обводнен­ням свердловин можна розділити на три групи. Методи першої групи основані на поперед­женні надходження води на вибій свердловини і включають:

селективне розкриття газоносних пластів;

ізоляційні роботи для від'єднання обводнених пропластків, установки екранів в пластах з підошовною водою, ліквідації заколонних перетоків води і негерметичності експлуа­таційної колони;

експлуатацію свердловин зі заниженими дебітами газу, при яких виключається надход­ження на вибій пластової води;

обробку привибійної зони газовіддаючих пластів з метою зменшення робочих депресій на пласт.

До другої групи належать методи звільнення стовбура свердловини від рідини без підйому її на поверхню:

періодичні зупинки свердловини для поглинання пластом рідини, яка нагромадилась на вибої;

проведення внутрішньосвердловинної сепарації води від газу з наступним перепуском її під дією гідростатичного напору або закачуванням за допомогою насосних агрегатів у розміщені нижче по розрізу водопоглинальні пласти, без додатку ПАР або з додатковим уведенням у воду ПАР для збільшення швидкості фільтрації її в пласті.

До третьої групи належать методи звільнення стовбура свердловини від рідини шляхом підйому її на поверхню.

При ізоляції в газових свердловинах обводнених пропластків виключається можливість регулювання просування в поклад пластової води і видобутку защемленого газу з обводне­них зон. В умовах тонкошарової будови пластів ізоляційні роботи можуть призвести до від'єднання частини газонасиченої товщини продуктивного розрізу. Обводнені пропластки в ряді випадків є також основними каналами надходження газу в свердловину. Тому їх ізоляція призводить до істотного зменшення дебітів газу.

Застосування методів другої групи з перепуском води можливе при наявності в розрізі родовища виснажених газових покладів або водопоглинальних горизонтів, в які можна було б утілізувати пластову воду. Інститутом ВолгоградНДШнафта розроблені три технології ви­добутку газу з внутрішньосвердловинною сепарацією і безперервним чи періодичним відводом води в поглинальні горизонти, розміщені нижче або вище газового пласта.