Осложнения при работе газлифтных скважин

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий.

Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверх­ность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт).

Об образовании песчаных пробок в скважинах судят по резкому снижению их дебитов и по показаниям контрольно -измерительных приборов. Причиной прекращения подачи жидкости при резком увеличении давления нагнетания газа является перекрытие подъемных труб так называемой патрон­ной песчано-глинистой пробкой. Для разрушения пробки в подъемные трубы нагнетают газ, а иногда и жидкость с газом. Если эти мероприятия не дают положительного результата, трубы поднимают на поверхность.

О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъ­емных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается.

Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность.

При эксплуатации газлифтных скважин в результате нару­шения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложе­ния солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивно­сти скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских.

При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а от­ложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины.

Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют сква­жину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафи­на на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или раство­ры поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина.

При определенных условиях в процессе эксплуатации об­водненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью.

Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ.

В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий.

Контрольные вопросы:

1. Область применения газлифта.

2. Почему не применяют воздух в качестве рабочего аген­та?

3. Какие системы газлифта существуют, в чем их харак­теристика?

4. Какие существуют конструкции газлифта?

5. В чем выражаются преимущества и недостатки газлиф­та?

6. Что входит в технологическую схему компрессорного газлифта?

7. В чем сущность и преимущества бескомпрессорного газ­лифта?

8. Методы снижения пусковых давлений.

9. Классификация газлифтных клапанов.

10. Как работает пусковой газлифтный клапан?

11. Как устанавливается технологический режим работы газлифтной скважины?

12. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин.

13. Как работает газлифт с камерой замещения?

14. Как работает плунжерный подъемник?

15. В чем сущность внутрискважинного газлифта?