Тим не менш аналіз технологічного режиму експлуатації свердловин Шебелинського ГКР на IV квартал 1990 року показав, що тільки 170 свердловин мають дебіт вищий, або рівний мінімально необхідному дебіту для виносу рідини. На решті свердловин виніс рідини не забезпечується і тому видалення з вибоїв рідини обводнених свердловин є першочерговою задачею для продовження терміну експлуатації родовища. В газовій промисловості для видалення рідини з свердловин використовують механічні способи (плунжерний ліфт, насосна відкачка) або хімреагенти (поверхнево- активні речовини, сухий лід та ін.).

Найбільш доступним технологічним методом є застосування поверхнево-активних речовин (ПАР). При вводі ПАР в пластову рідину знижується поверхневий натяг на границі газ-рідина, навколо пухирців газу з’являються адсорбційні шари рідини, які володіють механічною стійкістю (піна). Піна має значно меншу густину, ніж вихідна рідини. Тому навіть невелика швидкість вихідного потоку газу забезпечує виніс її на поверхню.

При виборі найбільш ефективних ПАР враховується стан обводненості

газових свердловин і склад пластової рідини (мінералізація, тип води, склад і вміст газового конденсату). В залежності від даних до ПАР вимагаються певні вимоги по сумісності з пластовими водами, поверхнево-активними і піноутворюючими властивостями.

3.2. Характеристика сучасних методів інтенсифікації роботи обводнених газових свердловин і вибір раціонального

способу для умов покладу.

Всі методи боротьби з обводненням свердловин можна поділити 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 ПЗП 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 внутрішньо-свердловинної сепарації води від газу з наступним перепуском її під дією гідростатичного напору або закачуванням за допомогою насосних агрегатів у розміщенні нижче по розрізу водопоглинальні пласти, без додатку ПАР або з додатковим уведенням у воду ПАР для збільшення швидкості фільтрації в пласт.

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

При ізоляції в газових свердловинах обводнених пропластків виключають можливість регулювання просування в поклад пластової води і видобутку защемленого газу з обводнених зон. В умовах тонкошарової будови пластів ізоляційні роботи можуть привести 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 утилізувати воду. Інститутом Волгоград НДПІ нафта розроблені три технології видобутку газу з внутрішньо-свердловинною сепарацією і без-перервним чи періодичним відводом води в поглинальні горизонти, розташовані вище або нижче газового пласта. При перепуску води у верхній горизонт колона НКТ обладнується пакером, вище якого встановлюється зворотній клапан. У схемі з періодичним відводом води у нижні горизонти додатково до попередньої схеми застосовується башмачний зворотній клапан, газ відбирається по затрубному простору, а вода нагромаджується в колоні ліфтових труб і потім ручним чи автоматичним переключенням засувок на обладнання гирла витісняється тиском газу в поглинальний горизонт.

В зв’язку з обмеженою областю застосування перших двох груп методів боротьби з обводненням свердловин в даний час найбільше поширення одержали методи виносу рідини зі свердловин на поверхню. Відомі методи експлуатації обводнених газових свердловин поділяються на: газогідродинамічні, фізико-хімічні та механізовані.

Газодинамічні методи основані на використанні природної енергії пластового газу для виносу рідини із свердловин шляхом підтримання необхідних швидкостей руху газу на вході в ліфтові труби (за рахунок зменшення тиску на гирлі або діаметра ліфтових труб чи збільшення втрат газу) і зниження втрат тиску в стовбурі свердловини (за рахунок створення в ліфтових трубах однорідної структури газорідинного потоку).

До них належать:

вибір раціональної конструкції колони ліфтових труб (діаметра і глибини спуску);

застосування комбінованої (ступінчастої) колони ліфтових труб різного діаметра;

зниження тиску на гирлі свердловини за рахунок уведення в експлуатацію компресорної станції або застосування ежекторних пристроїв;

періодичні продувки свердловин у викідну лінію за допомогою автоматичних комплексів типу „Вибій-1” та інших, призначених для повного чи часткового припинення відбору газу з метою нагромадження енергії для підйому рідини з вибою на поверхню. Основним елементом комплексу є запірний клапан, який монтується на вихідній лінії свердловини і закривається чи відкривається по команді блоку управління при досягненні заданої різниці тисків у затрубному просторі та вхідній лінії після клапана;

періодичні продувки свердловин в газопровід низького тиску чи в атмосферу по факельній лінії за допомогою змонтованих на гирлі або на вибої автоматичних пристроїв. Автомати, встановлені на гирлі, спрацьовують при досягненні заданої різниці тисків в затрубному просторі та ліфтових трубах. При скупчені рідини на вибої свердловини тиск на буфері зменшується при майже незмінному тиску в затрубному просторі, що фіксується датчиком різниці тисків, і після досягнення порогу спрацьовування датчик видає сигнал через блок управління на відкриття запірного клапана. Вибійні автомати спрацьовують при досягненні певного стовпа рідини в ліфтових трубах і представляють собою один клапан на вході в труби або декілька пускових газліфтних клапанів в нижній частині