Эксплуатация газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны

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:

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

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

ü 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 гидратов 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, то есть 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

, (11.1)

где Q_в - дебит воды, поступающий из пласта в скважину,

Q_в.в. - дебит воды, выносимый из ствола скважины на поверхность.

На “начальном’' этапе обводнения Q_в.в. = Q_в.

Обычно эксплуатация скважины при обводнении продолжается вплоть до «самозадавливания», то есть скважина сама себя глушит и прекращается поступление газа из пласта.

Коэффициент обводненности газовой скважины определяют по формуле:

, (11.2)

где - суммарная толщина обводненных пластов и пропластков;

- общая толщина дренируемых данной скважиной пластов.

Скважина может считаться полностью обводненной при К_обв. =1.

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:

ü механические (плунжерный лифт, газлифт, продувки);

ü физико-химические (с помощью пенообразующих реагентов).

Все методы удаления жидкости могут иметь периодический или непрерывный характер.

Периодическое удаление проводится:

ü остановкой скважины для поглощения воды пластом;

ü продувкой скважины в атмосферу;

ü продувкой скважины через сифонные трубки;

ü вспениванием жидкости путем ввода пенообразователя.

Перечисленные методы эффективны при небольших дебитах воды.

Непрерывное удаление проводится:

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

ü непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;

ü плунжерным лифтом;

ü откачкой жидкости глубинным насосом;

ü 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, приготовленной на поверхности, необходимо достигнуть максимальной степени диспергирования пузырьков воздуха. С этой целью применяют АЭРАТОР (рис. 11.1).

Рис. 11.1. Аэратор типа “труба в трубе”: 1, 6 - муфты; 2 - центратор, 3 – корпус; 4 - водяная труба; 5 - ниппель; 7 - воздушная 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. 11.2).

>

Рис. 11.2. Схема работы плунжерного лифта

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.

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.

12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА ФОНТАННЫХ ТРУБ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ