Технологический режим работы газоконденсатных скважин. Влияние выпадающей в ПЗС жидкости на работу скважин

Рс = const

Многие месторождения природных газов разрабатывают­ся в условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой происходит закономерное и неизбежное обводнение газовых скважин.

Негативное воздействие воды:

§ образование водяной пробки на забое скважины;

§ образование газовых гидратов;

§ CO₂, H₂S и N₂ образуют слабые кислоты, при действии которых происходит коррозия наземного и подземного оборудования.

Абсолютная влажность W характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям

(Т = 273°К, р = 0,1Мпа), измеряется в г/м³ или кг/1000м³.

Относительная влажность – отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100%.

Факторы, определяющие влагосодержание природных газов: давление, температура, состав газа; количество солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом.

Влияние неуглеводородных компонент и свойств газа на влажность. Присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота приводит к уменьшению влагосодержания, так как он способствует уменьшению отклонения газовой смеси от идеального газа и менее растворим в воде. С увеличение плотности (или молекулярной массы газа), за счет роста количества тяжелых углеводородов, влажность газа уменьшается из-за взаимодействия молекул тяжелых углеводородов с молекулами воды. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении солей в воде снижается парциальное давление паров воды.

Влияние давления и температуры. При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.

Методы определения влажности газа:

§ промысловые замеры – влагомеры и гидромеры;

§ лабораторные методы – массовый, абсобционный электролитический (метрический), определение точки росы (конденсационный);

§ графоаналитический метод.

Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин:

Ø механические - применение плунжерного лифта, различных модификаций газлифта, ав­томатизированных продувок и др.;

Ø физико-химические - с помощью пенообразующих реагентов.

Все эти методы могут применяться для осуществления как периоди­ческого, так и непрерывного удаления жидкости.

Периодическое удаление жидкости из газовых скважин производится:

e) остановкой скважины для поглощения жидкости (с до­бавкой ПАВ) пластом;

f) продувкой скважины в атмосферу;

g) продувкой через сифонные трубки;

h) вспениванием жидкости путем ввода в скважину пенообразователя.

Непрерывное удаление проводят:

f) путем эксплуатации скважин при скоростях газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;

g) непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;

h) плунжерным лифтом;

i) откачкой жидкости глубинным насосом;

j) диспергированием жидкости (вспениванием).

Как показывает промысловый опыт, при небольших дебитах воды достаточно эффективны периодические методы, при больших дебитах воды эффективнее непрерывные методы.

Одним из недорогих и эффективных методов удаления жид­кости с забоев скважин является метод вспенивания забойной жидкости. Он заключается в доставке на забой определенного количества поверхностно-активного вещества (ПАВ)—пено­образователя, растворении его в жидкости на забое скважины и образовании столба пены за счет барботажа газа, поступа­ющего из пласта в скважину.

Основными параметрами пенообразующих ПАВ являются:

o пенообразующая способность ПАВ или кратность пе­ны (К):

o скорость разрушения пены во времени (V_ср, мл/с);

o устойчивость пены (S),

Поиск по сайту: