спергованими крапельками рідини зберігатиметься до тих пір, поки умови не зміняться так, що почне проявлятися перехідний режим. У цей час робота свердловини буде нестабільною у зв'язку з переходом до четочная режиму в міру зниження швидкості течії газу. Цей перехід часто супроводжується помітним прискоренням темпу падіння видобутку. Ближче до вибою свердловини режим течії може бути бульбашковим або четочная, навіть якщо на поверхні спостерігається стійкий потік газу з диспергованими крапельками рідини.
Зрештою, при подальшому зменшенні витрати газу не-усталений четочная режим течії стабілізується, забезпечуючи при цьому досить стійкий дебіт. Це відбувається, коли швидкість газу занадто мала, щоб виносити рідину на поверхню, і він просто піднімається у вигляді бульбашок по нерухомому стовпа рідини.
Якщо не вживати ніяких заходів, продуктивність буде продовжувати знижуватися, поки свердловина не затихне. Перебіг газу в свердловині, в якій існують умови для скупчення рідини, може зберігатися протягом тривалого часу; газ буде підніматися крізь рідину, не виносячи її на поверхню [1].
1.2 Чому рідина накопичується в свердловині
Коли газ рухається до поверхні, при досить високій швидкості він виносить на поверхню і рідина. Висока швидкість газу забезпечує режим течії, в якому рідина знаходиться в дрібнодисперсному стані. Це призводить до низької об'ємної частці рідини в потоці в ліфтовій чи експлуатаційній колоні і малим втрат тиску, що викликається гравітаційною складовою течії.
За інформацією междуштатной нафтогазової координуючої комісії (Interstate Oil and Gas Compact Commission), в 2000 р. середня продуктивність кожної з 411793 малодебітних нафтових свердловин в США становила 2,16 БРЛ / добу нафти, а 223 707 малодебітних газових свердловин - 15,4 тис. фут 3 / добу газу, зведеного до стандартних умов. Для малодебітних газових свердловин, що працюють на межі рентабельності, від оптимізації та скорочення обсягу скупчується рідини може залежати продовження або припинення експлуатації. Скупчення рідини проявляється не тільки в малодебітних свердловинах; в газових свердловинах з великим діаметром ліфтової колони і (або) високим гирловим тиском також може відбуватися скупчення рідини, навіть при високих дебітах.
Фонтанування свердловини з високою швидкістю течії газу може супроводжуватися значними втратами тиску, викликаними тертям; однак при високих дебітах газу втрати тиску, що викликаються стовпом рідини в стовбурі свердловини, відносно малі. Далі в справжній книзі ця тема буде розглянута більш докладно.
Коли швидкість газу в експлуатаційній колоні з часом починає падати, швидкість руху рідини, що виносяться газом, знижується ще швидше. В результаті змінюється характер течії рідини у стінок труб, відбувається утворення в трубах рідинних пробок і, в кінцевому рахунку, на забої накопичується рідина. Все це збільшує частку рідини в потоці при роботі свердловини. Збільшення об'єму рідини в експлуатаційній колоні діючої свердловини може зменшити її продуктивність або повністю зупинити видобуток газу.
В небагатьох газових свердловинах видобувається зовсім сухий газ. У певних умовах рідина може утворюватися безпосередньо в стовбурі газової свердловини. При зниженні температури і тиску потоку газу до поверхні з ...
