СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ ОБВОДНЕННЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2012 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области разработки газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин. Заявляемый способ приемлем для газоконденсатных скважин как с вертикально направленным, так и горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, поэтому под ПЗП в нем понимается не только призабойная зона пласта (несколько метров), но и вся прискважинная зона продуктивного пласта (до нескольких сотен метров).

В процессе эксплуатации скважин в ПЗП неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы - коллектора нефти и газа. Снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к эксплуатационным скважинам, приводит к выпадению углеводородного конденсата, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и снижению продуктивности добывающих скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора. Выпадение конденсата в ПЗП усугубляется на поздней стадии разработки месторождения при его обводнении, когда поднятие скапливающейся жидкофазной смеси конденсата и пластовой воды в межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и эксплуатационной колонной сопровождается периодическим спонтанным передавливанием газа из запертой в этом пространстве газовой шапки вовнутрь НКТ. При недостаточной скорости подъема газожидкостной смеси это обусловливает ее неполный вынос на устье скважины, вертикальную пульсацию жидкости в колонне НКТ и постепенное затухание работы скважины вплоть до ее остановки из-за нарастающего сопротивления ПЗП притоку газоконденсатной смеси. Эксплуатация таких скважин путем их периодической продувки на факел со сжиганием части добываемых углеводородов природного газа и конденсата, практикуемая в настоящее время компаниями-операторами из-за отсутствия иного технического решения, неприемлема не только по экономическим, но и экологическим причинам.

Известны физико-химические способы ограничения и изоляции притока пластовых вод в скважину, например, Способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе по авторскому свидетельству СССР №726305, опубл. 05.04.80, Бюллетень №13, согласно которому в обводненный пласт закачивают гидрофильную эмульсию особого состава и выдерживают ее до распада и гидрофобизации пласта за счет выделившейся нефти; Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения по авторскому свидетельству СССР №872734, опубл. 15.10.81, Бюллетень №38, согласно которому в обводненный пласт закачивают гидрофильную водопарафиновую композицию другого состава и после ее распада изолируют приток воды затвердевшим в порах парафином.

Однако практика показала, что применение физико-химических способов ограничения и изоляции притока пластовых вод в эксплуатационную скважину требуют значительных финансовых затрат и имеет лишь временный положительный эффект.

Известны способы эксплуатации газоконденсатного месторождения, заключающиеся в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на газоконденсатность и добывают газоконденсатную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины путем закачки вытесняющих агентов для продвижения пластовой газоконденсатной смеси через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления начала конденсации смеси [см. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].

Однако указанными способами практически невозможно обеспечить поддержание текущего пластового давления выше давления начала конденсации пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения по технико-экономическим причинам. В работе [см. Перепеличенко В.Ф. и др. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений. Обзорная информация / ВНИИЭгазпрома, сер.: Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности, 1986, №6, 48 с.] также отмечено, что известными способами обеспечить условие поддержания текущего пластового давления выше давления однофазного состояния пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически неосуществимо по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация, например, газоконденсатного месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и в призабойной зоне добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости.

Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий периодическую очистку прискважинной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде смеси компонентов, один из которых ацетон, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины, причем в качестве второго компонента растворитель содержит пентан-гексановую фракцию, которую перед закачкой в пласт насыщают углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, до давления 0.3-1 МПа образующейся над жидкой пентан-гексановой фракцией равновесной газовой шапки, причем указанное давление поддерживают в процессе закачки смеси в пласт [см. патент РФ №2283948].

Однако применение этого способа в настоящее время сдерживается высокой стоимостью используемой в нем пентан-гексановой фракции как основного компонента растворителя углеводородного конденсата.

Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по патенту РФ №2245997, согласно которому очистку ПЗП производят путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде бинарной смеси ацетон-метанол с неограниченной растворимостью компонентов, выдержки скважины на период растворения выпавшего тяжелого конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины.

Однако применение и этого способа, позволяющего по диаграмме трехкомпонентных систем в координатах Дж. Гиббса подобрать т.н. «псевдотройную» смесь для удаления из забоя скважины не только скопившегося углеводородного конденсата, но и пластовой воды, в настоящее время сдерживается высокой стоимостью подходящих для этого технических растворителей.

Наиболее близким аналогом заявляемого способа по технической сущности и достигаемому результату является способ, описанный в патенте РФ №2120541, сущность которого заключается в последовательном расчете коэффициента поверхностного натяжения газоконденсата, критического размера его капли, критической скорости газового потока и эксплуатации скважины при расходной скорости выше критической, что обеспечивает существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе, причем установившийся вынос конденсата из скважины на поверхность имеет место при существовании в газовом потоке очень мелкой дисперсной жидкой фазы, практически «газоконденсатного тумана».

Существенным недостатком этого способа является его неприемлемость при обводнении газоконденсатной скважины, поскольку авторами подразумевается осуществление вышеописанных последовательных операций «после освоения скважины, что, как обычно, определяется по отсутствию технической воды в получаемой продукции». Поэтому способ не обеспечит установившийся вынос на устье скважины и попутно добываемой воды, а ее накопление в ПЗП приведет к периодическим остановкам для продувки всей жидкости на факел со сжиганием значительной части добываемых газообразных и жидких углеводородов.

Заявляемое изобретение решает задачу эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин без их периодической продувки на факел на примере пластовых характеристик и конструкции скв.501 (куст 2К) Западно-Таркосалинского ГП.

Поставленная задача, согласно предлагаемому способу эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин, включающему вынос углеводородов из прискважинной зоны продуктивного пласта на устье скважины восходящим в насосно-компрессорных трубах потоком трехфазной газожидкостной смеси за счет разности динамических давлений в прискважинной зоне продуктивного пласта и на устье скважины, с последующим переводом газожидкостной смеси в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, решается за счет того, что скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами, изготовленными из стандартных труб высокого давления, газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления, в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды, причем перепуск из нагнетающего ресивера в шлейф газожидкостной смеси повышенного давления осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе, а частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф, с последующим перепуском газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.

Дополнительным отличием заявляемого способа является повышение влагосодержания паровой фазы в восходящем по насосно-компрессорным трубам потоке трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, составляющего «know how».

Таким образом, отличительные признаки заявляемого способа следующие:

- скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами, изготовленными из стандартных труб высокого давления, газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления;

- в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в шлейф из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды;

- перепуск газожидкостной смеси повышенного давления из нагнетающего ресивера в промысловый шлейф осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе;

- частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины;

- повышают влагосодержание паровой фазы восходящего по насосно-компрессорным трубам потока трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, осуществляемого с помощью дополнительной наземной технологической сборки и контрольно-измерительных приборов (КИП).

Для реализации заявленного способа на газовом промысле (ГП) требуется дополнительно оборудовать выбранную низкопродуктивную газоконденсатную скважину двумя ресиверами, изготовленными из применяемых в газовой промышленности стандартных труб высокого давления; вентилями технологической обвязки этих ресиверов; типовыми сборочными фитингами и фланцевыми соединениями; гидравлическим насосом производительностью не менее 36-40 м³/ч при рабочем давлении 70 бар и пружинно-поршневым клапаном, отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси в промысловый шлейф при давлении, превышающем 70 бар. Характеристики дополнительного оборудования могут варьировать на каждом промысле.

Технический результат, получаемый за счет того, что скважину вначале оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами высокого давления, а затем газожидкостную смесь из устья скважины вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления, заключается в создании тем самым основной технологической предпосылки для устойчивого выноса из ПЗП выпавших жидких углеводородов, а также попутно добываемой пластовой воды.

Технический результат, получаемый за счет того, что в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, а затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды, заключается в достижении технологически целесообразной последовательности этих операций и возможности их последующей автоматизации.

Технический результат, получаемый за счет осуществления перепуска из нагнетающего ресивера в промысловый шлейф газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан при превышении давления в шлейфе заключается в исключении обратного перепуска газа из шлейфа в ресивер.

Технический результат, получаемый за счет оптимизации частоты чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф с учетом рабочего объема ресиверов высокого давления, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины, заключается в повышении продуктивности скважины.

Технический результат, получаемый за счет повышения влагосодержания паровой фазы восходящего по насосно-компрессорным трубам потока трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, осуществляемого с помощью дополнительной наземной сборки и средств контроля, заключается в создании и дополнительной технологической предпосылки для устойчивого выноса из ПЗП не только газового конденсата, но и попутно добываемой пластовой воды. Это приводит к устранению в колонне НКТ вертикальной пульсации газожидкостной трехфазной смеси, жидкая часть которой состоит из несмешивающихся углеводородной и водной фаз, а также в создании тем самым условий для гравитационной дифференциации двух жидких фаз в самом коллекторе и дренирования части более тяжелой пластовой воды в нижележащие пропластки при стабильной работе скважины и устойчивом выносе всей газожидкостной смеси из ПЗП.

Общий технико-экономический результат, получаемый от использования всех вышерассмотренных отличительных признаков способа, заключается в отказе от существующей практики удаления скапливающейся жидкости из ПЗП наименее продуктивных в кусте обводненных газоконденсатных скважин путем их периодической продувки на факел со сжиганием значительной доли добываемых углеводородов природного газа и конденсата, т.е. в одновременном решении актуальной экологической проблемы.

Способ осуществляют следующим образом. Низкопродуктивную обводненную газоконденсатную скважину, работающую лишь за счет периодической продувки скапливающейся в прискважинной зоне пласта жидкости на факел со сжиганием части добываемых углеводородов природного газа и конденсата, дополнительно оборудуют двумя ресиверами, изготовленными из применяемых в газовой промышленности стандартных труб высокого давления; вентилями технологической обвязки этих ресиверов; типовыми сборочными фитингами; гидравлическим насосом производительностью 36-40 м³/ч при рабочем давлении Pраб≤70 бар и пружинно-поршневым клапаном, отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси в промысловый шлейф при давлении, например, 70 бар. Газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость и восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления. В нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды. Перепуск из нагнетающего ресивера в шлейф газожидкостной смеси повышенного давления осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе, а частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф, с последующим перепуском газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.

Для пластовой воды, выбранной в качестве легкодоступного на газовом промысле затвора для углеводородов, по результатам ранее проведенных PVT-исследований на установке высокого давления, снабженной запатентованной бомбой равновесия [см. Бомба равновесия для изучения фазового поведения углеводородов. Патент РФ №2159846], оценивают газонасыщенность, которая в диапазоне рабочих давлений ресиверов колеблется около 1 нм³ газа на 1 м³ дегазированной пластовой воды, что на порядок ниже газонасыщенности равновесного с ней в тех же условиях углеводородного конденсата и поэтому обосновывает выбор.

Фиг.1 иллюстрирует реализацию заявленного способа применительно к пластовым характеристикам и конструкции низкопродуктивной обводненной газоконденсатной скв.501 (куст 2К) Западно-Таркосалинского месторождения, где ООО «Газпром добыча Ноябрьск» внедряет заявленный способ. Скважина оборудована на устье (1) типовой сборкой АФК-6-80'350, ниже которой расположены стандартная колонная головка (2) ООК 35×324×245×168 и крепящий скважину толстостенными трубами жесткий блок, состоящий из направления (3) D - 426mm - 50m; кондуктора (4) D - 324mm - 549m и технической колонны (5) D - 245mm - 1198m. Центральная колонна насосно-компрессорных труб, НКТ (6) D - 73 мм - 5.5 мм (К) Н - 2406.2 м, через которую осуществляют добычу углеводородов, спущена до показанной на фигуре отметки. Эксплуатационная колонна, ЭК (7) D - 168 мм - 8.9 мм (Д) - 2841 м, образующая с НКТ межтрубное пространство, входит в цементный мост Нтз - 2621 м с низом на отметке 2840.5 м. Показанная на ЭК отметка 2442.0 м отвечает нижней границе трех интервалов перфорации эксплуатационной колонны (2 м, 2.5 м и 3.8 м) между кровлей (2425.53 м, а.о. 2352.58) и подошвой (2452.41 м, а.о. 2379.25) продуктивных пластов. Таким образом, низ колонны НКТ отстоит от кровли продуктивных пластов на высоте 19.33 м (т.е. 2425.53 м - 2406.2 м), а от их подошвы на высоте 46.21 м (т.е. 2452.41 м - 2406.2 м). Постепенный подъем от подошвы, затем кровли до НКТ столба скапливающейся между периодическими (примерно через каждые 3 суток) отдувками на факел жидкофазной смеси пластовой воды и углеводородного конденсата с объемным соотношением около 1:2 и плотностью соответственно ~1.11 и ~0.75 г/см³ сопровождается расчетным увеличением динамического забойного давления от подошвы на 3.78, а от кровли на 1.58 кгс/см². После вхождения жидкофазной части смеси в межтрубное пространство начинается спонтанное передавливание газа из газовой шапки, запертой в этом пространстве, вовнутрь НКТ, что при существующей недостаточной скорости подъема газожидкостной смеси обусловливает ее неполный вынос, вертикальную пульсацию и постепенное затухание работы скважины из-за нарастающего сопротивления ПЗП притоку газоконденсатной смеси.

Для осуществления заявляемого способа скважину дополнительно оборудуют на дневной поверхности:

- ресиверами для сжатого газа R1 и R2 с рабочим давлением ≤70 бар, изготовленными из стандартных труб D 720 - (15×2) мм или D 1020 - (32×2) мм и установленными с наклоном к горизонтали;

- вентилями V1-V8 технологической обвязки ресиверов и 8 постоянно открытыми тройниками, показанными на фиг.1;

- насосом гидравлическим (8), Q=36-40 м³/ч при Pраб≤70 бар;

- пружинно-поршневым клапаном (9), отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси из ресиверов R1 и R2 в промысловый шлейф (10) по достижении давления 70 бар;

- типовыми сборочными фитингами (I), (II), (III), а также фланцевыми соединениями (11) и (12) для осуществления периодических технологических операций выравнивания давлений трубного и межтрубного пространств через вентиль тонкой регулировки (ВТР), встроенный в фитинг (III), и утилизации вынесенной до устья воды;

- образцовым устьевым манометром (13) и датчиком (14) для непрерывной регистрации электрического сопротивления жидких сред, встроенным в фитинг (III) с выводом на пульт диспетчера.

В таблице 1 показано последовательное выполнение основных технологических операций заявляемого способа на примере скв.501 Западно-Таркосалинского ГП (куст 2К) согласно схеме, представленной на фиг.1. Перед подключением к ресиверам высокого давления скважины, работающей на шлейф в обычном режиме, производят начальное удаление воздуха из ресивера R2 через приоткрытый на атмосферу вход в пружинно-поршневой клапан ППК (9). Для этого, согласно п.1 таблицы, вначале закрывают вентили V1, V2, V3, V5, V6 и V8, а затем заполняют из цементировочного агрегата ЦА-320 ресивер R2 через открытый в его нижней части вентиль V7 (и два тройника с обеих сторон) пластовой водой, отсепарированной на промысле. При этом воздух из R2 выдавливают через верхний открытый вентиль V4, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК (9). Далее, согласно п.2 таблицы, осуществляют начальное удаление воздуха из ресивера R1 через верхний открытый вентиль V1, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК. При этом производят заполнение этого же ресивера R1 пластовой водой через его низ, с одновременным вводом из устья скважины в верхнюю часть ресивера R2 газа пониженного давления. Для этого закрывают и открывают соответствующие вентили, указанные в колонке 2 таблицы. Устьевой газ через открытый верхний вентиль V3 (и два тройника с обеих сторон) входит в верхнюю часть R2 и передавливает из него пластовую воду через открытый в нижней части вентиль V8 (и два тройника с обеих сторон) в гидравлический насос (8). Работающий гидравлический насос за счет принудительного отвода с заданной объемной скоростью пластовой воды из нижней части принимающего ресивера R2 снижает в нем (следовательно, и на устье скважины) давление газожидкостной смеси, например, от 68.8 до 57.8 бар, что существенно ускоряет подъем этой смеси по НКТ. При нагнетании насосом отводимой пластовой воды через открытый вентиль V6 (и два тройника с обеих сторон) в нижнюю часть ресивера R1 воздушную шапку из него выдавливают через верхний открытый вентиль V1, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК. После начального удаления воздуха из ресиверов R1 и R2 осуществляют, согласно пунктам 3 и 4 таблицы, чередующиеся технологические циклы ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления (например, 57.8 бар) и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перепуска газожидкостной смеси повышенного давления (например, 70 бар) через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, причем частоту этих циклов оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов высокого давления, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.

Таблица 1 Основные технологические операции способа № Положение вентилей 1-8: закрыто/открыто Осуществление основных технологических операций способа на примере скв. 501 Западно-Таркосалинского ГП (куст 2К) по схеме, представленной на фиг.1 1 1, 2, 3, 5, 6, 8 / 7, 4 Начальное удаление воздуха из ресивера R2 через приоткрытый на атмосферу вход в ППК при заполнении этого же R2 через нижнюю часть затворной жидкостью из ЦА-320 ВТР закрыт 2 2, 4, 5, 7 / 1, 3, 6, 8 Начальное удаление воздуха из ресивера R1 через приоткрытый на атмосферу вход в ППК при заполнении этого же R1 затворной жидкостью через низ ресиверов R2→R1, с одновременным вводом из устья скважины в верхнюю часть R2 газа пониженного давления ВТР закрыт 3 1, 3, 6, 8 / 2, 4, 5, 7 Технологический ввод из устья скважины в верхнюю часть R1 газа пониженного давления (57.8 бар) при одновременном его поджатии в R2 (57.8→68.8 бар) за счет передавливания гидравлическим насосом затворной жидкости через низ ресиверов R1→R2, а газа повышенного давления - затворной жидкостью через верх R2 и ППК в шлейф, идущий на ГП ВТР закрыт 4 2, 4, 5, 7 / 1, 3, 6, 8 Технологический ввод из устья скважины в верхнюю часть R2 газа пониженного давления (57.8 бар) при одновременном его поджатии в R1 (57.8→68.8 бар) за счет передавливания гидравлическим насосом затворной жидкости через низ ресиверов R2→R1, а газа повышенного давления - затворной жидкостью через верх R1 и ППК в шлейф, идущий на ГП ВТР закрыт 5 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 / - при выравнивании Р приоткрыт ВТР Периодическое кратковременное выравнивание давлений в трубном и межтрубном пространствах скважины через вентиль тонкой регулировки, встроенный в фитинг (III) дополнительной наземной сборки, с одновременной утилизацией при этом вынесенной до устья пластовой воды Утилизация воды через фитинг (II)

При оптимизации частоты рабочих циклов по пунктам 3 и 4 таблицы учитывают и предусмотренную следующим пунктом 5 возможность кратковременного технологического выравнивания давлений в трубном и межтрубном пространствах скважины с целью устранения пульсации в насосно-компрессорных трубах трехфазной газожидкостной смеси при ее устойчивом выносе. В процессе этой оптимизации создают как условия для дренирования части более тяжелой пластовой воды в нижележащие пропластки коллектора, так и наиболее приемлемый для данной скважины перепад забойного и устьевого динамических давлений с учетом геолого-технических данных.

Экономический эффект от использования заявленного способа формируется, во-первых, за счет дополнительной добычи природного газа и углеводородного конденсата в результате безостановочной и бесфакельной эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин; во-вторых, за счет отказа от закупки и транспортировки дорогостоящих растворителей для периодической очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от выпадающего при неуклонном снижении пластового давления углеводородного конденсата; наконец за счет отсутствия штрафных санкций газодобывающему предприятию, не наносящему экологический ущерб окружающей среде.

Изобретение относится к области разработки газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин. Обеспечивает полный вынос жидкой фазы углеводородного конденсата и попутно добываемой воды из скважины без ее продувки на факел со сжиганием жидких и газообразных углеводородов. Сущность изобретения: способ включает вынос углеводородов из прискважинной зоны продуктивного пласта на устье скважины восходящим в насосно-компрессорных трубах потоком трехфазной газожидкостной смеси и ее перевод в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту. Скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами. Газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса. Повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления. Частоту циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатая в другом ресивере до давления перепуска в промысловый шлейф через пружинно-поршневой клапан оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов высокого давления, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины. 1 табл., 1 ил.

Способ эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин, включающий вынос углеводородов из прискважинной зоны продуктивного пласта на устье скважины восходящим в насосно-компрессорных трубах потоком трехфазной газожидкостной смеси за счет разности динамических давлений в прискважинной зоне продуктивного пласта и на устье скважины, с последующим переводом газожидкостной смеси в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, отличающийся тем, что скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами, изготовленными из стандартных труб высокого давления, газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления, в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды, причем перепуск из нагнетающего ресивера в шлейф газожидкостной смеси повышенного давления осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе, а частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф, с последующим перепуском газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.