3.2. Технология удаления из скважин

ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ЖИДКОСТИ

С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО

КОНДЕНСАТА

Недостатком применяемых в настоящее время ПАВ всех видов для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин является полная или подавляющая потеря их пенообразующей способности при минерализации воды более 50 г/л и содержании в смеси более 50 % газового конденсата. Для таких условий приемлимым оказался сульфам (продукт переработки кислого гудрона от сернокислотной очистки трансформаторного масла водным раствором аммиака), Пенообразующие свойства сульфаму придают сульфанаты аммония, получающиеся в результате переработки высших органических суль-фокислот, содержащихся в кислом гудроне, водным раствором аммиака. При взаимодействии водорастворимых сульфанатов аммония с катионами Са²⁺ и Мg²⁺, содержащимися в удаляемой жидкости, образуются сульфанаты Са и Мg, растворимые в конденсате и обладающие вспенивающей способностью по отношению к конденсату и жесткой воде.

Исследование пенообразующих свойств сульфама в водах различной жесткости в сравнении с сульфонолом приведено в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Пенообразующие свойства сульфама

Жесткость воды, мг-экв/л	Кратность пены
	сульфонол	сульфам
1	2,5	2,5
3,90	3,3	3,5
8,89	3,4	3,8
53,90	3,1	3,6
175,00	нет	3,2
190,00	нет	3,0

Как видно из результатов исследований, сульфам успешно вспенивает пластовые воды повышенной минерализации, в то время как сульфонол при жесткости воды 175 мг-экв/л и выше полностью выпадает в осадок, не образуя пены.

Рациональная концентрация сульфама в удаляемой жидкости в зависимости от содержания конденсата в ней приведена в табл. 3.7. Внедрение этого способа позволило решить проблему удаления жидкости из скважин практически любой минерализации и с содержанием в ней до 80 % газового конденсата.

Таблица 3.7

Потребная концентрация сульфама

Содержание конденсата в удаляемой жидкости, %	Потребляемая массовая доля сульфама в удаляемой жидкости, %
49,4 76,0 78,2	0,40 0,70 0,72

3.3. Удаление жидкости из скважин

С ПОМОЩЬЮ ДИСПЕРГИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Новая конструкция диспергатора

Р езкое изменение дебитов скважин или их полная остановка приводит к разделению фаз двигавшегося дисперсного потока и стеканию выделившейся жидкости на забой. Повторный пуск скважин после восстановления прежних параметров в газопроводах обычно связан с большими технологическими трудностями и эксплуатационными затратами, так как для удаления скопившейся на забое скважины жидкости необходимо применение передвижных компрессоров и другой техники.

Для преодоления этих трудностей предложен (П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин и др.) новый способ удаления жидкости из ствола скважин, заключающийся в том, что по длине колонны лифтовых труб устанавливаются специальные устройства, совмещающие реверсный насадок и обратный клапан.

Схема установки клапана-диспергатора приведена на рис. 3.3. В колонне лифтовых труб 6 и муфты НКТ 4, расположенных в эксплуатационной обсадной колонне 1, устанавливается насадок 3 с посадочным седлом под шар 5. Над шаром устанавливается крестовина 2, которая является ограничителем хода шара. Первый клапан устанавливается в башмаке лифтовых труб, расположенных в зоне фильтра, а остальные по длине лифтовой колонны.

Принцип работы клапана-диспергатора заключается в следующем. Газ и жидкость проходят через суженное отверстие в клапане-диспергаторе, получают первичную диспергацию. Скоростной напор поднимает шар на определенную высоту, обеспечивающую заданную скорость потока в щели между шаром и его посадочным седлом в диспергаторе. В указанной щели происходит основное диспергирование потока. Проходя через крестовину, поток дополнительно диспергируется и направляется к следующему клапану-диспергатору. Одновременно за щелью происходит диспергирование жидкости, стекающей по стенкам лифтовых труб. При уменьшении дебитов газа и жидкости шар опускается, уменьшая высоту щели и обеспечивая тем самым необходимую скорость потока в ней.

После остановки скважины каждый клапан закроется практически мгновенно. Выделившаяся из дисперсного потока жидкость не опустится на забой, а останется над клапаном. При последующем пуске скважин в работу происходит ступенчатое разгазирование столбов жидкости, начиная с расположенного над самым верхним клапаном, что обеспечивает запуск скважины в работу без проведения дополнительных операций по удалению жидкости из скважины с помощью компрессоров.

4	установка цементных мостов

Установка цементных мостов – это ответственная технологическая операция, составляющая основу большинства видов ремонтно-изоляционных работ при бурении, заканчивании и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Она является отправной точкой при забуривании второго ствола скважины и т. д. Так как установка мостов – это технологическая операция с применением различных тампонажных материалов (что вносит элемент неопределенности), она сама может сопровождаться осложнениями, которые иногда приводят к авариям и ликвидации скважины.