рдловин, не обладнаних свердловинними пакерами, без проведення дорогого капітального ремонту. Такі регулятори призначені для свердловин, що не обладнані пакерами [5].
2.8 Припинення виносу рідини
Деякі високодебітние газові свердловини протягом якого-то часу працюють стабільно, забезпечуючи винос рідини, а потім їх продуктивність різко падає до низького рівня. Коли видобуток газу знижується, видобуток рідини може повністю припинитися. У таких випадках свердловина працює з дебітом нижче «критичного», коли вже неможливий винос рідини на поверхню. У результаті рідина накопичується в стовбурі свердловини, а газ піднімається крізь її стовп у вигляді бульбашок. Залежно від кількості накопиченої рідини і тиску свердловина може або перестати фонтанувати, або перейти в режим роботи, в якому газ буде мігрувати через рідину, піднімаючись у вигляді бульбашок. У кожному разі, дебіт газу зменшується до значення, при якому рідина більше не піднімається по насосно-компресорних труб.
Найкращим методом аналізу такої поведінки свердловини є розрахунок мінімальної критичної швидкості течії в насосно-компресорних трубах або мінімальної швидкості газу, при якій рідина ще виноситься на поверхню. Якщо швидкість потоку значно нижче, ніж це необхідно для виносу рідини, особливо при використанні ліфтової колони великого діаметру, необхідно перевірити, чи не виходить газ крізь рідину у вигляді бульбашок. У цій ситуації з низьким дебітом можливе прийняття таких заходів, як відкачування рідини з свердловини, повторне заканчіваніе свердловини з використанням насосно-компресорних труб меншого діаметра або спуск гнучкою колони НКТ для закачування N 2.
Для виявлення стовпа рідини в стовбурі свердловини можна також використовувати спускний на дроті глибинний манометр. Ці методи будуть обговорюватися в наступних розділах. Якщо потік не вносить спотворень в акустичні сигнали, що відбиваються від поверхні рідини, або якщо акустичні імпульси створювати швидко і періодично після зупинки свердловини, то існує можливість застосування акустичного рівнеміра (ехолота) [5].
РЕЗЮМЕ
У цій главі описані деякі симптоми, які вказують на присутність в свердловинах скупчення рідини. Ці симптоми забезпечують раннє виявлення пов'язаних зі скупченням рідини проблем, які можуть призвести до зниження видобутку, а іноді здатні необоротно погіршити колекторські властивості пласта. Для запобігання зниження видобутку ці симптоми необхідно регулярно відстежувати. У наступних розділах цієї книги обговорюватимуться методи аналітичного прогнозування проблем, пов'язаних з виникненням скупчення рідини, і наступні відновлювальні дії [4,5].
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Lea, JF, and Tighe, RE, «Gas Well Operation with Liquid Production», SPE 11583, presented at the 1983 Production Operation Symposium, Oklahoma City, OK, February 27-March 1, 1983.
2. Libson, TN, and Henry, Т., «Case Histories: Identification of and Remedial Action for Liquid Loading in Gas Wells-Intermediate Shelf Gas Play», Journal of Petroleum Technology, April 1980, pp 685-693.
3. Coleman, SB, et al, «А New Look at Predicting Gas Well Liquid Load-Up», Journal of Petroleum Technology, March 1991, pp 329-332.
...
