Технология удаления жидкости

ИЗ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ

ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

 

На истощенных месторождениях основным способом удаления жидкости из скважины утвердился способ вспенивания ее жидкими растворами ПАВ для обеспечения выноса потоком газа на поверхность. В промысловой практике водные растворы пенообразующих ПАВ вводятся в затрубное пространство работающих скважин. В зависимости от количества накапливающейся на забое и в лифтовой колонне скважин жидкости обработки их производятся от 1 - 2 раз в неделю до 1 - 3 раз в день.

Для ввода растворов ПАВ в скважины наиболее широкое распространение нашли ингибиторные установки УИ-1. Этими установками обычно оборудуются те скважины, которые требуют обработки не реже одного раза в день. В случаях необходимости обработки скважин один раз в сутки и более применяются автоматические устройства «Лотос-1», позволяющие автоматически вводить раствор ПАВ в затрубное пространство скважин в зависимости от изменения перепада давления буферного и затрубного пространства или через определенные промежутки времени. Для автоматического ввода растворов ПАВ в скважины широкое применение нашло упрощенное устройство, принцип действия которого основан на использовании часового механизма прибора ДЛ-430 или других самопишущих приборов. Через заданные промежутки времени (1 - 4 раза в сутки) часовой механизм с помощью пневматического реле выдает сигнал на открытие клапана для ввода раствора в скважину.

В случаях, когда обработка скважин производится не ежедневно, широко используются передвижные насосные установки (например, агрегаты ЦА-100).

На эффективность проводимых работ оказывают влияние:

минерализация и состав пластовых вод;

количественное соотношение воды и конденсата в удаляемой жидкости;

тип используемого ПАВ;

концентрация рабочих растворов ПАВ;

частота ввода раствора ПАВ в скважину и ряд других факторов.

Экспериментально установлено, что из всех компонентов пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ наибольшее негативное влияние оказывают соли кальция и магния. Обычно максимальному значению содержания в пластовой воде солей кальция и магния соответствует и максимальное значение общей минерализации. Пенообразующие свойства ПАВ значительно ухудшаются при повышении содержания ионов кальция в воде. Аналогичное влияние на пенообразующие свойства ПАВ и соответственно на эффективность удаления жидкости из скважин оказывает содержание в ней газового конденсата.

Итак, вода, скапливающаяся в стволах и на забое газовых и газоконденсатных скважин, различается как по общей минерализации, так и по составу солей. На процесс ценообразования заметное влияние оказывают в основном соли кальция и магния. Исходя из этого, пластовые воды, приуроченные к газовым и газоконденсатным месторождениям, по содержанию солей кальция и магния разделены на три типа. К водам первого типа относятся воды, в которых соли кальция и магния или отсутствуют, или их содержание в воде настолько мало, что они не оказывают существенного влияния на пенообразующие способности ПАВ. Суммарное содержание солей кальция и магния менее 0,1 г/л. Воды второго типа наиболее часто встречаются в пластовых условиях месторождений. Суммарное содержание солей кальция и магния составляет от 0,1 до 1 г/л. К водам третьего типа относятся воды, в которых содержание указанных солей превышает 1 г/л.

В зависимости от типа вод для удаления жидкости из скважин подбирается определенный тип пенообразователя и его концентрация. Наиболее благоприятные условия для ценообразования имеют место в скважинах, где содержатся воды первого типа. В этом случае для удаления жидкости в качестве пенообразователей могут быть использованы большинство ПАВ как ионогенные, так и неионогенные.

Для удаления вод второго типа, в связи с ухудшением пенообразующей способности ПАВ из-за повышения минерализации, требуется повышение концентрации рабочих растворов ПАВ. Для удаления вод третьего типа применение анионоактивных ПАВ становится неэффективным. Объясняется это взаимодействием ПАВ с ионами Са²⁺ и Мg²⁺, в результате чего образуются нерастворимые соединения, и пенообразующая способность ПАВ ухудшается. С учетом изложенного для удаления жидкости из газовых скважин подобраны пенообразователи и разработаны оптимальные концентрации их растворов для вод различной минерализации (табл. 3.1).

Наличие в удаляемой жидкости из газоконденсатных скважин углеводородной фазы намного осложняет процесс пенообразования, так как конденсат является активным гасителем пен. В зависимости от содержания углеводородной фазы жидкости, удаляемые из скважин, разделены на три группы с содержанием конденсата 10, 25 и 50 %.

 

Таблица 3.1.