обладнання колони фонтанних труб вибійним і ліфтовими диспергаторами для створення однорідного високодисперсного газорідинного потоку шляхом механічного й акустичного диспергування рідини.

Фізико-хімічні методи основані на штучному продовженні періоду природного фонтанування свердловини за рахунок дії на газорідинний потік в ліфтових трубах фізичними полями , температурного впливу з подачі спінюючих ПАР і різних хімреагентів, які взаємодіють між собою або з пластовою водою. До даної групи належать такі способи виносу рідини з вибою газових свердловин:

періодичне чи безперервне введення твердих або рідких спінюючих ПАР у затрубний простір чи в ліфтові труби;

подача на вибій свердловини сухого льоду (твердого СО2) і наступний видобуток газованої діоксидом вуглецю рідини;

введення в свердловину декількох реагентів, наприклад, крейдяної пасти, змішаної зі спінюючим ПАР, і соляної кислоти, при взаємодії яких виділяється велика кількість газу, достатня для спінювання і виносу з вибою рідини;

винос рідини зі свердловини за допомогою трифазних пін , що досягається, наприклад, подачею на вибій розчину спінюючого ПАР в електроліті, хімічно несумісного з пластовою водою.При їх взаємодії випадає твердий осад. Це призводить ло перетворення двофазної піни в трифазну, що сприяє підвищенню стабільності піни і ефективності виносу рідини;

випаровування рідини, яка скупчується на вибої свердловини і у привибійній зоні, за допомогою циркулюючої в свердловині перегрітої пари чи вибійних електронагрівачів;

температурне диспергування рідини шляхом нагріву її за допомогою вибійних електронагрівачів до температури, при якій за рахунок зменшення в’язкості та поверхневого натягу на межі з газом відбувається інтенсивне дроблення крапель рідини;

диспергування рідини шляхом дії на газорідинний потік фізичними полями, наприклад, магнітним, яке призводить до зменшення поверхневого натягу рідини на межі з газом;

електроліз води на вибої свердловини за допомогою спеціальних вибійних пристроїв, який супроводжується виділенням газу.

Механізовані методи експлуатації обводнених свердловин основані на використанні для виносу рідини додаткової енергії, яка вводиться з поверхні (енергії стисненого газу - при газліфтному способі, потенціальної і кінетичної енергії - при насосних способах) або обладнанні колони ліфтових труб спеціальними пристроями, які приводяться в дію тільки за рахунок енергії пластового газу (пневмоагрегати, плунжери). Дана група включає такі способи експлуатації обводнених свердловин:

періодичним і безперервним газліфтом;

плунжерним ліфтом;

заглибними свердловинними насосами (штанговими, гідропоршневими, електровідцентровими, гідроімпульсними, водо- і газоструминними);

пневмопоршневими агрегатами з використанням енергії пластового газу;

пристроями, які працюють за принципом свабу.

3.3.Технологічні технічні розрахунки параметрів запропонованого способу. Вибір робочих матеріалів, реагентів та обладнання

Визначимо долю конденсаційної води в потоці газу при вибійних умовах: P = Pвиб = 5.641 МПа, t = tпл = 48 С.

Вміст вологи в газі:

Густина конденсаційної води в = 1060 кг/м3.

Доля води в продукції свердловини:

В якості ПАР вибираємо неонол АФ-09-12. Концентрація ПАР в робочому розчині складає c2 = 12 %. Критична концентрація міцелоутворення cккм = 0.9 %. Тоді необхідна кількість ПАР для приготування робочого розчину:

Активна доля ПАР в робочому розчині: a = 95 %.

Тоді необхідна кількість ПАР для приготування робочого розчину:

Схема подачі ПАР в свердловину приводиться на рис.7.1.

Рис.7.1. Подача ПАР в свердловину

3.4.Технологія і техніка запроектованого способу боротьби з ускладненнями в роботі газових свердловин. Технологічна карта. Організація і послідовність виконання запроектованих робіт

Технологія видалення рідини за допомогою рідких вспінювачів ПАР передбачає:

Проведення промислових досліджень по встановленню кретиріальних параметрів стійкої роботи ГКС з метою обгрунтування способу видалення рідини з вибою і стовбура за допомогою водного розчинника вспінювача.

Уточнення концентрації вспінювача у рідині, що виноситься на основі проведених лабораторних досліджень по вспіненню водоконденсатних сумішей відібраних із свердловин конкретних родовищ

Розрахунок кількості робочого концентрованого розчину піноутворювача, який подається на вибій свердловини залежно від вибраної концентрації піноутворючаса, дебітів води і конденсата

Розрахунок технологічної схеми подачі робочих розчинів у свердловину

Проведення підготовчих робіт, необхідних для впровадження технологічної схеми подачі піноутворювача на вибій свердловини

Гідравлічний розрахунки шлейфів при транспортуванні вспінених розченів

Тепловий розрахунок шлейфів для визначення можливості утворення кристалогідратів

Вибір типу насосів – дозаторів, які б забеспечували необхідну витраті і тиск при централізованій подачі розчину піноутворювача

Проведення промислових випробувань і технології з метою уточнення обємної витрати і птимальної концентрації розчинів ПАР

Вибір способу боротьби з піноутворенням на сепараційній установці та проведення технологічних розрахунків

Проведення періодичних контрольних вимірів газу, води і конденсату для визначення ефективності запроектованої технології

2.5.Перевірочний розрахунок глибинного і поверхневого обладнання свердловин

В газових свердловинах в основному перевірочний розхрахунок обладнання зводиться до визначення напруження в точці підвісу колони НКТ і співставлення його з нормативним , яке відповідає відповідній групі міцності сталі, з якої виготовленні НКТ.

Зовнішній діаметр труб НКТ dз = 62 мм

Внутрішній діаметр труб НКТ d = 50,3 мм

Глибина спуску труб НКТ L = 650 м

Маса одного метра труби q1L = 6,8 кг/м

Тоді напруження в точці підвісу колони НКТ (максимальне) становить:

Використовуються труби групи міцності “Д” для яких допустиме навантаження = 373 МПа, при коефіцієнті запасу міцності kзм = 1,5, маємо:

kзм = 1,5 60 = 90 МПа = 373 МПа

Умова міцності виконується, так що в подальшому використовуємо труби НКТ 62 (50,3 мм) групи міцності “Д”.

2.6.Розрахунок прогнозної технологічної ефективності запропонованого способу інтенсифікації виносу рідини з свердловини

Приймемо, що висота рідинної пробки до введення ПАР становить hрід = 50 м. Після вводу ПАР водяна пробку відсутня.

Вибійний тиск на сьогодні з врахуванням водяної пробки: Pвиб = 1.711 МПа при цьому дебіт становить q = 11,4 тис.м3/доб.

Після ліквідації рідинної пробки:

Pвиб1 = Pвиб - hрідgв = 5.641 - 509.81106010-6 = 5.121 МПа.

Дебіт газу