Изобретение относитс к снособам удалени скапливающейс на забое газовой скважины жидкости и может быть использовано дл интенсификации добычи газа на поздней стадии разработки месторождений . Известен способ удалени Скапливающейс на забое газовой скважины жидкости, заключающийс в том, что жидкость отдел ют от транспортирующего ее по скважине газа и принудительно поднимают на поверхность специальными устройствами 1. Недостатками этого способа вл ютс его мала эффективность и трудоемкость, что св зано с необходимостью манипул ций, св занных со спуском в скважину плунжерного лифта. Известен также способ удалени скапливающейс на забое газовой скважины жидкости путем ее диспергировани в скважине восход щим потоком газа, поступающим из продуктивного пласта 2. Недостаток известного способа заключаетс в его малой эффективности, что ведет к снижению дебита и к недостаточно эффективному удалению скапливающейс жидкости при еще сравнительно больших значени х пластового давлени . Кроме того, способ трудоемок и сложен в св зи с тем, что требуетс ввод в скважину разных диспергаторов по мере падени пластового давлени . Цель изобретени - повышение эффективности удалени жидкости путем делени газового потока на две части. Указанна цель достигаетс тем, что согласно способу удалени скапливающейс на забое газовой скважины жидкости путем ее диспергировани в скважине восход щим потоком газа, поступающим из продуктивного пласта, д;-(спергирование жидкости осуществл ют в пределах продуктивного пласта пористой структурой, которой заполн ют скважину ниже кровли пласта, причем величину рассто ни между кровлей и верхним уровнем структуры принимают в зависимости от величины пластового давлени и дебита. На .ертеже изображена скважина, удаление скапливаЕощейс жидкости из которой производитс предлагаемым способом. В газовой скважине 1 в пределах продуктивного пласта 2 расположена пориста структура 3. В скважине размещены лифтовые трубы 4, причем зазор между и обсадной трубой 5 герметизирован при помоаш уплотнител 6, выполненного, например , в виде пакера. Верхний уровень 7 пористой структуры 3 расположен ниже кровли 8 продуктивного пласта 2, причем в данном варианте исполнени нижн кромка 9 лифтовой трубы 4 расположена выще верхнего уровн 7 структуры 3. Такой вариант предпочтителен, когда пластовое давление сравнительно невелико, а расход газа достаточно больщой. В этом случае свободное пространство между верхним уровнем 7 пористой структуры 3 и нижней кромкой 9 лифтовой трубы 4 имеет малое сопротивление, и больщое количество газа практически без потерь давлени проходит из продуктивного пласта в скважину. Устройство работает следующим образом . Газ, выход из пласта 2 в скважину 1, раздел етс на две части, одна из которых просачиваетс с повыщенной скоростью через пористую структуру 3 и диспергирует имеющуюс в порах между частицами структуры жидкость, а втора попадает непосредственно в пространство между верхним уровнем 7 пористой сруктуры 3 и кровлей 8 пласта 2 и устремл етс сразу в лифтовую трубу 4, захватыва одновременно попадающую в это же пространство диспергированную и движущуюс вместе с газовым потоком жидкость. Пример. По мере эксплуатации скважины и св занных с этим падений пластового давлени и дебита наступает момент, когда энергии пласта становитс недостаточно дл естественного выноса скапливающейс на забое скважины жидкости. Дл удалени скапливающейс жидкости на забое скважины создают пористую структуру. Если пориста структура выполнена в виде засыпки из колец Ращига, она может быть введена в скважину через лубрикатор без задавливани пласта. При этом основна часть жидкости может быть удалена из скважины любым известным способом, в частности, при помощи желонок , а остаток удал етс продувкой скважины после создани пористой структуры. Затем скважину вывод т на заранее рассчитанный режим работы, и дальнейшее удаление поступающей жидкости идет потоком газа без каких-либо дополнительных трудностей. Величина рассто ни между кровлей пласта и верхним уровнем структуры выбираетс в зависимости от величины пластового давлени и дебита. При этом чем больше пластовое давление, тем меньше может быть это рассто ние, че.м больше дебит, тем это рассто ние может быть больше. По мере изменени этих параметров в процессе эксплуатации скважины размер пористой структуры можно измен ть путем досыпки или отсыпки колец Рашига без задавливани скважины. Предлагаемый способ характеризуетс повышением эффективности диспергировани жидкости, простотой изготовлени диспергатора , упрощением его ввода в скважину и удаление из нее, повышением при прочих равных услови х дебита скважины 3ЛThe invention relates to methods for removing liquid accumulating at the bottom of a gas well and can be used to intensify gas production at a later stage of field development. A known method of removing a gas well accumulating at the bottom of a gas well is that the liquid is separated from the gas transporting it through the well and forcibly lifted to the surface by special devices 1. The disadvantages of this method are its low efficiency and laboriousness due to the need to manipulate associated with the descent into the well plunger lift. There is also known a method of removing a gas well accumulating at the bottom of a gas well by dispersing it in the well by an upward gas flow coming from reservoir 2. The disadvantage of this method lies in its low efficiency, which leads to a decrease in flow rate and insufficiently effective removal of the accumulating fluid while still relatively large values of reservoir pressure. In addition, the method is laborious and difficult due to the fact that it is necessary to introduce different dispersants into the well as the formation pressure drops. The purpose of the invention is to increase the efficiency of liquid removal by dividing the gas stream into two parts. This goal is achieved in that according to the method of removing a gas well accumulating at the bottom of a gas well by dispersing it in the well by an upward flow of gas coming from the reservoir, e ;-( the liquid is spergated with a porous structure within the reservoir that fills the well below the roof of the reservoir, the distance between the roof and the upper level of the structure being taken depending on the size of the reservoir pressure and flow rate. The drawing shows the well, removing the accumulations There is a porous structure 3 located in the gas well 1 within the productive formation 2 and the lift well 4 is placed in the well, and the gap between the casing 5 and the pressurized seal 6 is made, for example, in the form of a packer. The upper level 7 of the porous structure 3 is located below the roof 8 of the productive formation 2, and in this embodiment, the lower edge 9 of the lift pipe 4 is located higher than the upper level 7 of structure 3. Such an option is preferable to When the reservoir pressure is relatively small, and the gas flow is large enough. In this case, the free space between the upper level 7 of the porous structure 3 and the lower edge 9 of the riser pipe 4 has little resistance, and a large amount of gas flows almost without pressure loss from the reservoir into the well. The device works as follows. The gas exiting formation 2 into well 1 is divided into two parts, one of which seeps at an increased rate through the porous structure 3 and disperses the fluid in the pores between the particles of the structure, and the second flows directly into the space between the upper level 7 of the porous structure 3 and the roof 8 of formation 2 and immediately rushes into the lift pipe 4, capturing at the same time dispersed dispersed and moving together with the gas flow fluid falling into the same space. Example. As the well is exploited and the formation pressure drop and flow rate associated with it, there comes a time when the reservoir energy becomes insufficient for the natural removal of fluid accumulated at the well bottom. To remove accumulated fluid at the bottom of the well, a porous structure is created. If the porous structure is designed as a backfill from Raschiga rings, it can be introduced into the well through the lubricator without crushing the formation. At the same time, the main part of the fluid can be removed from the well by any known method, in particular, with the help of sinks, and the remainder is removed by blowing the well after creating the porous structure. Then the well is brought to a pre-calculated mode of operation, and the further removal of the incoming fluid is carried by the gas flow without any additional difficulties. The magnitude of the distance between the top of the reservoir and the upper level of the structure is selected depending on the magnitude of the formation pressure and flow rate. In this case, the greater the reservoir pressure, the smaller this distance may be, the more the flow rate, the greater this distance may be. As these parameters change during well operation, the size of the porous structure can be changed by filling or filling the Raschig rings without crushing the well. The proposed method is characterized by an increase in the efficiency of dispersion of a liquid, simplicity in the manufacture of a dispersant, a simplification of its entry into and out of the well, and an increase in the flow rate of a 3L well, all other things being equal.
без снижени устьевого давлени , продле- лени . Все это в целом приводит к снижением срока службы скважины до более нию стоимости добычи газа и повышению низких значений дебита и пластового дав-коэффициента газоотдачи месторождени .without reducing wellhead pressure, extending. All of this generally leads to a decrease in the life of the well to a higher cost of gas production and an increase in low production rates and reservoir pressure coefficient of gas recovery from the field.
1157207 1157207