рдловини обсяг видобутої рідини буде збільшуватися, а обсяг видобутого газу - зменшуватися. Такі ситуації зазвичай призводять до накопичення рідини в стовбурі, поки свердловина остаточно не затихне або спостерігатиметься нестійка її робота з меншим дебітом. При ранній діагностиці можна мінімізувати втрати у видобутку газу з використанням одного з багатьох існуючих методів механізованого видалення рідини з свердловини.
З іншого боку, якщо скупчення рідини в стовбурі свердловини своєчасно не виявлено, рідина може накопичуватися на вибої і в пріскважінной зоні пласта, приводячи до тимчасових або непереборним негативних наслідків. Тому вкрай важливо раннє виявлення ознак скупчення рідини з метою запобігання втрат у видобутку газу і можливого погіршення колекторських властивостей пласта.
У цій главі обговорюються симптоми виникнення в газовій свердловині проблем, пов'язаних зі скупченням рідини. Особлива увага приділяється симптомам, які можна виявити при проведенні дослідження на промислі. Хоча деякі з них більш очевидні в порівнянні з іншими, увагу до цих симптомів дозволить при необхідності вдатися до більш точних методів аналізу свердловин, описаним в наступних розділах.
Наступні симптоми вказують на скупчення рідини в свердловині:
Наявність стрибків тиску, реєстрованих самопишущим дифманометром-витратоміром.
Нерівномірне видобуток і збільшення темпу зниження видобутку.
Падіння тиску в насосно-компресорних трубах при зростанні тиску в засурмили.
При спостереженні за зміною тиску по стовбуру свердловини відзначається різке, явно виражена зміна градієнта тиску.
Підйом рівня рідини в затрубному просторі.
Припинення виносу рідини [4].
2.2 Існування стрибків тиску на гирлі свердловини
Одним з найбільш загальноприйнятих методів, за допомогою яких можна виявити скупчення рідини, є реєстрація промислових даних за допомогою автоматизованої системи збору інформації або двоканального самопишущего манометра. Ці пристрої записують вимірювані значення дебіту газу на діафрагмі в часі. Зазвичай, коли із свердловини рідина виноситься, в стовбурі вона не накопичується, ця рідина присутній в потоці газу у вигляді дрібних крапельок (дисперсної фази) і слабо впливає на перепад тиску на діафрагмі. Коли ж через вимірювальну діафрагму проходить рідинна пробка, відносно висока щільність рідини призводить до виникнення стрибків тиску. Стрибок перепаду тиску на діаграмі самописця зазвичай вказує на те, що в стовбурі свердловини і (або) в викидний лінії починає накопичуватися рідина, яка виходить на поверхню у вигляді пробок, що призводить до нестійкої роботи свердловини.
Це явище демонструється на рис. 2.1, де показані діаграми двоканального самописці: зображення зліва відноситься до свердловини з нормальною видобутком рідини, що виходить у вигляді дисперсної фази, а зображення праворуч відноситься до свердловини, в якій починається скупчення рідини (з'являються пробки рідини).
газовий свердловина ліфтовий рідина
Діаграма перепаду тиску, накреслені самописцем
Рис. 2.1 Вплив режиму течії на перепад тиску на діафрагмі
