Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, страница 3

В ООО “Кубаньгазпром” разработаны специальные ПАВ-композиты в твердом и жидком видах для различных условий в газовых и газоконденсатных скважинах, в том числе твердые ТПАВ-7, ТПАВ-ВАС, жидкие ЖПАВ-1, ЖПАВ-2, ЖПАВ-3 и ЖПАВ-4.

Для разрушения пенных систем на поверхности используются также специальные химические реагенты.

3) Использование плунжерного лифта.

Работа плунжерного лифта основана на использовании энергии газа для удаления воды с забоя скважин (см. рисунок 8.1.2). Принцип действия его состоит в том, что плунжер запускается с устья скважины и падает на забой, при этом он свободно пропускает через центральное проходное сечение поток газа вместе с жидкостью. Достигнув забоя, плунжер ударяется об установленный в хвостовике амортизатор и автоматически перекрывает сечение насосно-компрессорных труб. Плунжер за счет энергии газа поднимается к устью вместе с жидкостью, находящейся выше плунжера. На устье жидкость и газ направляются в один из отводов фонтанной елки, а плунжер ударяется о верхний амортизатор, открывается автоматически центральное проходное сечение.

Рисунок 8.1.2 – Принципиальные схемы глубинных плунжерных насосов:

1 – цилиндр; 2 – плунжер; 3 – всасывающий клапан; 4 – нагнетательный клапан; 5 – колонна штанг; 6 – уплотнитель; 7 – отверстие в цилиндре насоса; 8 – полки-пескоприемники; 9 –отверстие в полой штанге; а – насос обычный (простой); б – насос для откачки вязких жидкостей; в – насос для откачки жидкости со значительным содержанием свободного газа; г – насос высокой производительности; д – насос для добычи жидкости с механическими примесями.

Сложность работы плунжера заключается в том, что периодичность спуска-подъема плунжера должна совпадать со скоростью накопления воды на забое. Если столб накопившейся жидкости мал за период спуска – подъема плунжера, то плунжер через какое-то время выходит из строя. Не спасает даже наличие нижнего амортизатора. Если накопление жидкости очень большое за период спуска-подъема плунжера, то бывает недостаточно энергии газа для подъема плунжера. Плунжер зависает, скважина самозадавливается.

Для обеспечения надежной работы плунжера вместе с верхним амортизатором устанавливают удерживающее устройство, которое по заданной программе может удерживать плунжер в верхнем состоянии определенное время. Также удерживающее устройство может работать от датчиков давления (перепада давления) между затрубным пространством и внутренней полостью НКТ.

Для различных диаметров НКТ (диаметров плунжера) составлены номограммы, позволяющие для различных глубин , забойных давлений Р при известном соотношении между дебитом газа q_г и дебитом жидкости q_ж подобрать соответствующий диаметр НКТ (плунжера). На рисунке 8.1.3 представлен вид номограмм для заданного диаметра d_нкт=const.  

Рисунок 8.1.3 - Зависимости q_г/q_ж от забойного давления при постоянном d_нкт.

4) Кроме плунжерного лифта для удаления жидкости используются другие методы. На месторождениях в условиях падающей добычи применяется автоматизированная система “Ласточка–73”. Скважина работает по НКТ и затрубному пространству. При накоплении жидкости на забое дебит скважины падает, датчики улавливают снижение дебита и давления, при этом автоматически перекрывается затрубное пространство, скважина работает только по НКТ и жидкость выбрасывается на поверхность.

Предлагается использовать диспергирование механическим способом: устанавливать по всей длине НКТ через определенное расстояние штуцеры, которые позволяют диспергировать жидкость, значительно уменьшать диаметры капелек жидкости.