Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/295 E21B23/00 E21B33/122 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения добычи конвенционального и гидратного газа в многопластовых месторождениях, особенно при наличии в геологическом разрезе различных по энергетическому потенциалу объектов и когда разработка гидратных пластов отдельными скважинами не является рентабельной из-за малых дебитов и больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Проблема рентабельного извлечения газа из гидратного пласта в присутствии нижележащего по разрезу изолированного пласта конвенционального газа, как правило, с более высокими значениями пластового давления и температуры является весьма актуальной. При этом главным компонентом такого многопластового месторождения является нижний эксплуатационный объект с высоким термобарическим потенциалом и фильтрационно-емкостными свойствами, например сеноманский газ Западной Сибири, а гидратный газ покрывающих пластов с меньшими значениями пластового давления и температуры имеет подчиненное значение. Вместе с тем оптимальное извлечение всех компонентов природной системы является насущной проблемой и определяется требованиями охраны недр. Более того после падения пластового давления при разработке месторождения так называемый низконапорный газ (ННГ) ещё в большом количестве остаётся в тех же сеноманских отложениях и также требует своего решения.

Большинство известных изобретений в области разработки гидратных залежей основаны на общих подходах изучения физико-химических свойств газогидратов, включают комбинации механического, теплового, химического воздействия на пласт и использование различных природных факторов – подстилающего (конвенционального) газа, свободной воды в пределах одного продуктивного пласта, изолированного пропластка термальной воды высокого давления и др.

Известен способ разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, а именно подстилающего (конвенционального) газа в пределах одного продуктивного пласта и нижележащего по разрезу изолированного водоносного пласта. В этом способе производят бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, представляющего газогидратную залежь в верхней части и подстилающий газ с газоводяным контактом (ГВК) в нижней части, а также нижележащего изолированного водоносного пласта. На уровне ГВК продуктивного пласта центробежным насосом снижают забойное давление и отбирают с сепарацией газожидкостную смесь, добычу выделившегося при этом газа осуществляют по межколонному пространству скважины, а жидкость с растворенным газом по лифтовой колонне центробежным насосом закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт. При отборе газожидкостной смеси на уровне ГВК пластовое давление в области дренирования (порядка 50 метров) снижается до равновесного состояния, при котором гидраты в верхней части продуктивного пласта начинают разлагаться на газ и воду с поглощением тепла. Величина гидратонасыщенности продуктивного пласта уменьшается, а его эффективная проницаемость возрастает, что приводит к увеличению областей с более низким давлением, распространению фронта диссоциации, охвату залежи и росту поступления газа из верхней гидратной части в нижнюю часть подстилающего газа. Газ, полученный из гидратов верхней части, дополняет конвенциональный газ, отбираемый из нижней части пласта. Производительность центробежного насоса позволяет синхронно удалять воду из скважины в нижележащий изолированный водоносный пласт и поддерживать забойное давление обеспечивающего непрерывную диссоциацию гидратов. Способ основан на снижении забойного давления центробежным насосом для диссоциации газогидратов, позволяет удалять попутную воду из скважины в нижележащий изолированный пласт, увеличивать фазовую проницаемость для газа, снижать дроссель-эффект, самоконсервацию и вторичное образование гидратов в приствольной зоне пласта [1. Патент на изобретение RU 2438009. 2. Васильева З. А. Разработка газогидратных залежей с использованием геоприродных факторов // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2021. – № 3-1. – С. 238–251].

Известно устройство для разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, включающее спущенную в скважину и зацементированную обсадную колонну с кумулятивной перфорацией на уровне ГВК и водоносного пласта, спускаемую в обсадную колонну лифтовую колонну с пакером установленном в межколонном пространстве ниже ГВК. Лифтовая колонна также содержит проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор, обвязку устья для связи межколонного пространства с выходной линией и управляемым дросселем (штуцером) [патент на изобретение RU 2438009].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является невозможность их использования в многопластовых месторождениях при изоляции друг от друга, например пластом глин гидратной и конвенциональной частей газа с различным термобарическим потенциалом, т. е. в большинстве случаев. В многопластовых месторождениях при отсутствии гидродинамической связи по разрезу снижение забойного давления на уровне ГВК в конвенциональной части не передаётся в верхнюю гидратную часть залежи, не снижает здесь пластовое давление и не приводит к диссоциации гидратов. Недостатком способа также является отсутствие возможности отбора в многопластовых месторождениях низконапорного газа (ННГ) при помощи вышележащего гидратного газа в едином цикле извлечения всех компонентов природной системы. Более того диссоциация гидратов в приствольной части не исключаемая этим способом может приводить к аварийной ситуации вплоть до смятия обсадной колонны и потере скважины. Кроме того низкая интенсивность диссоциации гидратов, охвата залежи, поступления газа из верхней гидратной части в газонасыщенную нижнюю часть пласта снижают дебит добываемого газа в целом, особенно при высокой гидратонасыщенности (низкой проницаемости) продуктивного пласта.

Известен способ разработки многопластовых газовых (конвенциональных) месторождений при одновременной эксплуатации двух газоносных пластов, когда потоки газа скважин вскрывших различные разобщенные объекты смешиваются через устьевой эжектор. При этом происходит передача энергии потока газа от фонтанирующей скважины высокого давления, потоку газа скважины с низким давлением. Фонтанирующий режим работы высоконапорной скважины – забойное давление и производительность определяется падением давления на устьевом дросселе (сопротивлении) в данном случае эжекторе, установленном в выходном потоке газа этой скважины. Режим работы низконапорной скважины определяется депрессией на пласт развиваемой эжектором. На выходе из эжектора смешанный поток газа имеет давление выше, чем давление входящего в эжектор потока от скважины с низким давлением. Способ позволяет для низконапорных скважин создать дополнительную депрессию на пласт и совместно эксплуатировать разнопотенциальные объекты в условиях общей трубопроводной сети [патент на изобретение UZ №4413].

Известно устройство для разработки многопластовых газовых (конвенциональных) месторождений при одновременной эксплуатации двух газоносных пластов, включающее две скважины вскрывших различные разобщенные объекты, их общую обвязку устьев с соответствующим подключением эжектора и выходом в общую трубопроводную сеть [патент на изобретение UZ №4413].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является сложность их использования для разработки газогидратной залежи, особенно в условиях совместной добычи гидратного газа и нижележащего конвенционального газа одной скважиной, когда разработка газогидратных пластов отдельными скважинами не является рентабельной из-за малых дебитов и больших затрат.

Известен способ заканчивания скважины в осложнённых условиях, основанный на использовании малогабаритной бурильной компоновки дополнительно к крупногабаритной компоновке. Этот способ включает бурение крупногабаритной компоновкой основного ствола, спуск и цементирование обсадной колонны, спуск малогабаритной бурильной компоновки и бурение в продуктивном пласте перфорационных (не обсаживаемых или частично обсаживаемых) каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Бурение проводят обычно на колтюбинговой трубе гидродвигателем с долотом или гидромониторным соплом на воде (с абразивом). При этом получают множество перфорационных каналов протяжённой (500м и более) и управляемой с устья траектории. Через основной ствол и перфорационные каналы воздействуют на пласт различными технологическими агентами (паротепловыми, кислотными, углеводородными, бинарными смесями) и обрабатывают скважину с последующим отбором пластового флюида. Использование дополнительных перфорационных каналов расположенных с высокой плотностью в глубине продуктивных отложений способствует созданию активной дренирующей системы и интенсификации добычи скважинной продукции в осложнённых условиях, например при низкой проницаемости пласта. [См. патенты на изобретение RU 2632836, 2642194, 2668620, 2678252, 2703064; а также: 1. Фурсин К. С., Григулецкий В. Г. Шлангокабельный перфобур для глубокого щадящего вскрытия продуктивных интервалов обсаженной скважины. НТВ ”Каротажник”. АИС. Тверь. № 9 (255), 2015. С. 60-72; 2. Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50. 3. Фурсин С. Г. Анализ современных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов в сложных условиях. Проблемы и решения. Строительство и ремонт скважин – 2019: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Новороссийск, Краснодарский край, ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2019. С. 67-73 ].

Известно устройство для заканчивания скважины в осложнённых условиях, включающее крупногабаритную компоновку для бурения основного ствола, малогабаритную компоновку для бурения множества перфорационных каналов, спускаемую в основной ствол обсадную колонну, лифтовую колонну с проводной линией, измерительными датчиками и оборудованием для воздействия на пласт и отбора скважинной продукции [Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является сложность их использования для разработки именно газогидратной залежи, особенно при совместной добыче гидратного газа и нижележащего конвенционального газа одной скважиной, когда разработка газогидратных пластов отдельными скважинами не рентабельна из-за малых дебитов и больших затрат.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, а именно подстилающего конвенционального газа с газоводяным контактом (ГВК) в пределах одного продуктивного пласта и нижележащего по разрезу изолированного водоносного пласта с большим термобарическим потенциалом и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Способ включает бурение основной скважины и, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи, крепление скважин обсадной колонной и цементным раствором, вторичное вскрытие разреза кумулятивной перфорацией в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта с пакеровкой перепускных скважин. В основную скважину спускают лифтовую колонну с пакером, проводной линией, измерительными датчиками и центробежным насосом. Отбор газожидкостной смеси проводят центробежным насосом на уровне ГВК с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по межколонному пространству, а жидкость с растворенным газом по лифтовой колонне закачивают центробежным насосом в нижележащий водоносный пласт. В процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной воды высокого давления из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной воды и воды диссоциации гидрата без подъема их на поверхность. При этом в процессе отбора газожидкостной смеси центробежным насосом производят снижение забойного давления до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата. В этом способе для дополнительного воздействия на газогидратную залежь используют термальную воду с высоким пластовым давлением в режиме непрерывной межпластовой циркуляции [патент на изобретение RU 2602621 (прототип)].

Известно устройство для разработки газогидратной залежи с учётом природных факторов, включающее основную скважину и перепускные скважины, обсадные колонны с соответствующей пакеровкой и кумулятивной перфорацией, лифтовую колонну. Лифтовая колонна содержит проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор, обвязку устья для связи межколонного пространства с выходной линией и управляемым дросселем [патент на изобретение RU 2602621 (прототип)].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является невозможность их использования в многопластовых месторождениях при изоляции друг от друга, например пластом глин гидратной и конвенциональной частей газа с различным термобарическим потенциалом, т. е. в большинстве случаев. Недостатком способа также является отсутствие возможности отбора в многопластовых месторождениях низконапорного газа (ННГ) при помощи вышележащего гидратного газа в едином цикле извлечения всех компонентов природной системы. Более того диссоциация гидратов в приствольной части не исключаемая этим способом может приводить к аварийной ситуации вплоть до смятия обсадной колонны и потере скважины. Кроме того низкая интенсивность диссоциации гидратов, охвата залежи при расположении перепускных скважин по периферии залежи снижают дебит добываемого газа в целом, особенно при низкой проницаемости продуктивного пласта.

Задача изобретения – расширение функциональных возможностей способа, оптимальное извлечение отдельными скважинами всех компонентов природной системы в условиях многопластового месторождения, повышение эффективности добычи конвенционального и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов.

Техническим результатом изобретения является интенсификация воздействия на залежь, увеличение охвата пласта и, в конечном счёте, повышение дебита скважинной продукции при снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат и аварийности работ.

Для достижения этого технического результата в способе добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающем бурение основного ствола скважины, первичное вскрытие гидратного пласта и нижележащего изолированного пласта конвенционального газа с газоводяным контактом  (ГВК) и более высокими значениями пластового давления и температуры, крепление основного ствола обсадной колонной и цементным раствором, разбуривание гидратного пласта из основного ствола множеством перфорационных каналов, вторичное вскрытие кумулятивной перфорацией пласта конвенционального газа выше и ниже ГВК, спуск лифтовой колонны в обсадную колонну с добычным оборудованием для отбора конвенционального газа, гидратного газа и попутной воды закачиваемой после сепарации ниже ГВК пласта, организацию при спуске лифтовой колонны раздельного с помощью пакеров межколонного пространства, обвязку устья для связи лифтовой колонны и межколонного пространства с управляемыми дросселями, изменение забойного давления управляемыми дросселями в выходных линиях лифтовой и обсадной колонны, фонтанирование при этом конвенционального газа в рабочем режиме по лифтовой колонне и межколонному пространству, диссоциацию газового гидрата при снижении забойного давления и тепловом воздействии на пласт, совместный отбор скважинной продукции – конвенционального газа и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов разработки, измерение скважинных параметров в процессе отбора скважинной продукции, при этом согласно изобретению отбор скважинной продукции многопластового месторождения ведут поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа, при этом на начальном этапе разработки месторождения снижение забойного давления для гидратного пласта, его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления фонтанирующего конвенционального газа на введённом в добычное оборудование импульсном эжекторе, а на конечном этапе разработки месторождения низконапорный газ (ННГ) отбирают уже за счёт давления гидратного газа образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте газового гидрата, причём при отборе скважинной продукции через перфорационные каналы периодически воздействуют повышенными депрессиями и репрессиями на гидратный пласт и за счёт перераспределения напряжений в его глубине создают зоны наведённой трещиноватости, при этом в периоды повышенных депрессий и репрессий используют волновой режим изменения давления в перфорационных каналах, причём разбуривание гидратного пласта перфорационными каналами проводят на расстоянии не ближе 2÷4м вокруг основного ствола двумя разветвлёнными группами при расположении групповых сочленений с основным стволом на разных уровнях в кровле гидратного пласта, при этом первую группу перфорационных каналов бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте без захода в нижележащий пласт конвенционального газа, а вторую группу – через весь гидратный пласт и изолирующий пласт с заходом в пласт конвенционального газа, причём отбор скважинной продукции также ведут в волновом режиме, при этом на начальном этапе разработки месторождения первую группу перфорационных каналов подключают к импульсному эжектору, который питают конвенциональным газом в качестве активного агента, а в качестве пассивного агента используют сепарированный гидратный газ гидратного пласта, при этом часть конвенционального газа также отбирают через межколонное пространство, вторую группу перфорационных каналов и гидратный пласт с возможностью теплового на него воздействия, а на конечном этапе разработки месторождения при отборе низконапорного газа (ННГ) используют одновременно первую и вторую группу перфорационных каналов для проведения через них возможно также в волновом режиме дополнительного механического, химического и (или) теплового воздействия на гидратный пласт и пласт конвенционального газа.

Для достижения технического результата в устройстве добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающем спущенную в основной ствол и зацементированную обсадную колонну с кумулятивной перфорацией выше и ниже ГВК пласта конвенционального газа, множество пробуренных из основного ствола через газогидратный пласт перфорационных каналов первой и второй группы, соответственно без захода и с заходом в нижележащий пласт конвенционального газа групповые сочленения которых с обсадной колонной располагаются на разных уровнях в кровле гидратного пласта, спускаемую в обсадную колонну на начальном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с тремя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом из межколонного пространства и каналами отвода газа и жидкости, а также импульсный эжектор в виде приёмной камеры, диффузора и прерывателя потока, спускаемую в обсадную колонну на конечном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с двумя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом и каналами отвода газа и жидкости, обвязку устья для связи лифтовой колонны с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием, при этом согласно изобретению на начальном этапе разработки месторождения разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной разделяют первым от устья пакером, вторым пакером отделяют эти сочленения от кумулятивной перфорации выше ГВК, третьим пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос, сепаратор и импульсный эжектор размещают друг за другом по направлению к устью внутри лифтовой колонны, причём центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор и импульсный эжектор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между вторым и третьим пакерами с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, при этом прерыватель потока импульсного эжектора устанавливают перед его соплом и выполняют в виде электромагнитного клапана, связанного с блоком контроля, сочленения первой группы перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют через межколонное пространство между первым и вторым пакером с нижним входным каналом сепаратора, канал отвода газа сепаратора связывают с приёмной камерой импульсного эжектора, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК, сочленения второй группы перфорационных каналов с обсадной колонной выше первого пакера соединяют через межколонное пространство со второй выходной линией и вторым управляемым дросселем, а на конечном этапе разработки месторождения разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют между собой, связывают межколонным пространством со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием и отделяют первым от устья пакером от кумулятивной перфорации выше ГВК, вторым пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между первым и вторым пакерами с первой выходной линией и первым управляемым дросселем на устье, причём нижний входной канал сепаратора связывают с упомянутым выше зазором, канал отвода газа сепаратора связывают с межколонным пространством, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК.

В отличие от известного способа и реализующего его устройства, предлагаемое изобретение позволяет оптимизировать использование природного термобарического потенциала на основе импульсного эжектора, дополнительных особым образом пробуренных перфорационных каналов и поэтапного подхода к извлечению конвенционального и гидратного газа в условиях многопластового месторождения. На начальном этапе разработки месторождения, используя фонтанный режим отбора высоконапорного конвенциального газа через импульсный эжектор, беззатратно снижают давление на уровне гидратного пласта, диссоциируют его и отбирают образующуюся газожидкостную смесь. Для этого при спуске первой компоновки лифтовой колонны высоконапорный конвенциональный газ подключают к импульсному эжектору в качестве активной среды, а гидратный газ (газожидкостную смесь) из гидратного пласта – в качестве пассивной среды. При этом часть конвенционального газа повышенной температуры также отбирают через межколонное пространство и перфорационные каналы гидратного пласта, обеспечивая его дополнительную тепловую диссоциацию. На конечном этапе разработки месторождения низконапорный газ (ННГ) отбирают второй компоновкой лифтовой колонны уже за счёт энергии гидратного газа вышезалегающего гидратного пласта. При этом используют естественную продолжающуюся диссоциацию гидратного пласта и (или) искусственно вызванную его диссоциацию путём дополнительного воздействия технологическими агентами. Для интенсификации диссоциации и повышения охвата гидратного пласта, создания благоприятных условий вытеснения гидратного газа и газожидкостной смеси используют множество особым образом пробуренных перфорационных каналов с зонами наведённой трещиноватости в глубине залежи. На всех этапах разработки месторождения применяют благоприятное волновое воздействие, которое осуществляют с помощью импульсного эжектора, управляемого дросселя или насосно-компрессорного оборудования. Помимо волнового эффекта положительно влияющего на процессы диссоциации гидрата, создания и сохранения зон трещиноватости особенно в хрупком мало прочном гидратном пласте импульсный эжектор (по сравнению со стационарным) также обладает повышенной в 2 раза и более тягой (депрессией) и большим (в 10 раз) коэффициентом эжекции. Использование перфорационных каналов в виде разветвлённых групп при ограниченном числе сочленений с обсадной колонной и расположенных в гидратном пласте на определённом (2÷4м) расстоянии относительно основного ствола позволяет избежать аварийных ситуаций в приствольной части и нарушений обсадной колонны.

Предлагаемый способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления поясняются чертежами, представленными фиг.1- 3.

На фиг. 1 дана схема обсаженной скважины с группами пробуренных перфорационных каналов и спущенной в основной ствол лифтовой колонной с добычным оборудованием, начальный этап отбора конвенциального и гидратного газа многопластового месторождения; на фиг. 2 – то же, конечный этап отбора низконапорного газа (ННГ) многопластового месторождения; на фиг. 3 – вид А-А на фиг. 1.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения.
Основной ствол 1 скважины; гидратный пласт 2; пласт глин 3; пласт 4 конвенционального газа с ГВК 5; обсадная колонна 6; цементный раствор 7; перфорационные каналы 8; первая 9 и вторая 10 разветвлённая группа перфорационных каналов; сочленения 11 и 12 перфорационных каналов с обсадной колонной, соответственно первой и второй группы; кровля 13 гидратного пласта; хвостовик 14; искусственная каверна 15 с фильтром; кумулятивная перфорация 16 и 17, соответственно выше и ниже ГВК; лифтовая колонна 18 с тремя первым 19, вторым 20 и третьим 21 пакерами, центробежным насосом 22, сепаратором 23, нижним входным каналом 24, каналами отвода газа 25 и жидкости 26, блоком контроля 27 и импульсным эжектором в составе сопла 28, приёмной камеры 29, диффузора 30 и прерывателя потока 31; межколонное пространство 32; отверстия 33 в лифтовой колонне между нижними пакерами; зазор 34 между центробежным насосом, сепаратором и лифтовой колонной; первая 35 и вторая 36 выходные линии с первым 37 и вторым 38 управляемыми дросселями для отбора скважинной продукции под избыточным давлением, соответственно из лифтовой колонны и межколонного пространства; зоны 39 наведённой трещиноватости вокруг перфорационных каналов в глубине гидратного пласта; насосно-компрессорное оборудование 40 подключаемое ко второй выходной линии до управляемого дросселя; элементы герметизации 41, 42 и 43 соответственно лифтовой колонны, межколонного пространства на устье и башмака лифтовой колонны на забое.

Способ осуществляется следующим образом.

При бурении основного ствола 1 скважины (фиг.1-3) в условиях многопластового месторождения проводят первичное вскрытие гидратного пласта 2 и изолированного, например пластом глин 3 пласта 4 конвенционального газа с ГВК 5 и более высоким термобарическим потенциалом tк > tг и Рпл.к > Рпл.г, где: tк и Рпл.к – температура и пластовое давление нижележащего пласта конвенционального газа; tг и Рпл.г – температура и пластовое давление вышележащего гидратного пласта. После крепления скважины обсадной колонной 6 и цементным раствором 7 из основного ствола 1 разбуривают гидратный пласт 2 множеством перфорационных каналов 8. Разбуривание гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 проводят вокруг основного ствола 1 на расстоянии h не ближе 2÷4м в зависимости от его проницаемости (гидратонасыщенности), что позволяет снизить здесь диссоциацию гидратов и обеспечить тем самым сохранность приствольной части. Перенос диссоциации гидратов в глубину залежи на расстояние h больше 2÷4м снижает эффективность способа. Первую разветвлённую группу 9 перфорационных каналов 8 бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте 2 без захода в нижележащий пласт 4 конвенционального газа, а вторую разветвлённую группу 10 – через весь гидратный пласт 2 и изолирующий пласт глин 3 с заходом в пласт 4 конвенционального газа. Групповые перфорационные сочленения 11 и 12 с основным стволом 1 располагают на разных уровнях в кровле 13 гидратного пласта 2. С целью повышения прочности и герметичности групповых перфорационных сочленений 11 и 12 с основным стволом 1 их обсаживают короткими (2÷4м) хвостовиками 14. Для уменьшения выноса песка и воды из гидратного пласта 2 групповые перфорационные сочленения 11 и 12 в окончаниях хвостовиков 14 могут содержать искусственную каверну 15 с фильтром в виде, например проницаемого цемента. Плотность разбуривания гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 берут в зависимости от его проницаемости (гидратонасыщенности) достаточно большой для создания активной дренирующей системы в глубине залежи. После разбуривания гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 проводят вторичное вскрытие пласта 4 конвенционального газа кумулятивной перфорацией выше 16 и ниже 17 ГВК 5.

Отбор скважинной продукции многопластового месторождения ведут поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа.

На начальном этапе разработки месторождения когда Рпл.к > Рпл.г. снижение забойного давления для гидратного пласта 2 (фиг.1), его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления на импульсном эжекторе (спускаемом на лифтовой колонне 18) при подключении к нему фонтанирующего из пласта 4 конвенционального газа в качестве активной среды. Отбор гидратного газа (после сепарации) проводят в качестве пассивной среды за счёт герметичного подключения пласта 2 к импульсному эжектору. Такой подход позволяет создавать через первую 9 группу перфорационных каналов максимально возможную депрессию в глубине гидратного пласта 2, обеспечивать его механическую диссоциацию и отбирать образующуюся газожидкостную смесь с большим охватом и только за счёт природной энергии (конвенционального газа). Отбор конвенционального газа и гидратного газа проводят совместно по лифтовой колонне 18 из различных по энергетическому потенциалу объектов разработки – пласта 2 и пласта 4. Дополнительно конвенциональный газ отбирают из пласта 4 по межколонному пространству 32 через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов и гидратный пласт 2, что способствует также его тепловой природной диссоциации (tк > tг). Для интенсификации воздействия на газогидратную залежь через первую 9 и вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов в глубине пласта 2 создают зоны 39 наведённой трещиноватости, а отбор скважинной продукции проводят в благоприятном волновом режиме. В обсадную колонну 6 спускают первую компоновку лифтовой колонны 18 с проводной линией и измерительными датчиками (не показано), центробежным насосом 22, сепаратором 23, блоком контроля 27, импульсным эжектором и тремя 19, 20 и 21 пакерами устанавливаемыми в межколонном пространстве 32. Проводная линия соответствующим образом связывает между собой измерительные датчики, центробежный насос 22, блок контроля 27 и импульсный эжектор. Сепаратор 23 содержит нижний входной канал 24 из межколонного пространства 32 и каналы 25 и 26 отвода соответственно газа и жидкости. Импульсный эжектор включает сопло 28, приёмную камеру 29, диффузор 30 и прерыватель потока 31. Прерыватель потока 31 устанавливают перед соплом 28 и выполняют в виде электромагнитного клапана, связанного с блоком контроля 27. При спуске лифтовой колонны 18 разноуровневые сочленения 11, 12 перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 разделяют первым 19 от устья пакером, вторым пакером 20 отделяют эти сочленения от кумулятивной перфорации 16 выше ГВК 5, третьим пакером 21 разделяют кумулятивные перфорации выше 16 и ниже 17 ГВК 5. Проводят обвязку устья для связи лифтовой колонны 18 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства 32 со второй 36 выходной линией, вторым 38 управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием 40. При этом элементами 41, 42 и 43 герметизируют соответственно лифтовую колонну 18 и межколонное пространство 32 на устье и башмак лифтовой колонны 18 на забое. В спускаемом оборудовании центробежный насос 22, сепаратор 23 и импульсный эжектор располагаются друг за другом по направлению к устью внутри лифтовой колонны 18, причём центробежный насос 22 и сепаратор 23 устанавливаются с зазором 34. Через зазор 34 и импульсный эжектор связывают кумулятивную перфорацию 16 выше ГВК 5 и отверстия 33, выполненные в лифтовой колонне 18 между пакерами 20, 21 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем на устье. Сочленения 11 первой 9 группы перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 соединяют через межколонное пространство 32 между пакерами 19, 20 с нижним 24 входным каналом сепаратора 23, а канал 25 отвода газа связывают с приёмной камерой 29 импульсного эжектора. Канал 26 отвода жидкости сепаратора 23 через центробежный насос 22 соединяют с кумулятивной перфорацией 17 ниже ГВК 5. Сочленения 12 второй 10 разветвлённой группы перфорационных каналов 8 выше пакера 19 соединяются межколонным пространством 32 со второй 36 выходной линией и вторым 38 управляемым дросселем на устье.

Совместный отбор конвенционального газа и гидратного газа проводят по лифтовой колонне 18 следующим образом. С помощью дросселя 37, учитывая большую часть падения давления на импульсном эжекторе, устанавливают рабочий режим фонтанирования конвенционального газа по лифтовой колонне 18 через кумулятивную перфорацию 16, отверстия 33, зазор 34, прерыватель потока 31 (электромагнитный клапан), сопло 28, приёмную камеру 29, диффузор 30 и выходную линию 35 на устье. (Для исключения гидратообразования сопло 28 содержит местный электронагреватель – не показано). При этом в приёмной камере 29 импульсного эжектора, сепараторе 23 и в герметичном межколонном пространстве 32 между пакерами 19, 20 происходит снижение давления до своего рабочего уровня. Созданная таким образом забойная депрессия через первую разветвлённую группу 9 перфорационных каналов и зоны 39 предварительно наведённой трещиноватости передаётся в глубину гидратного пласта 2 и обеспечивает с большим охватом условия его механической диссоциации и отбора образующейся газожидкостной смеси. Отбираемая газожидкостная смесь сначала поступает в сепаратор 23 через сочленения 11 первой 9 группы перфорационных каналов 8, межколонное пространство 32 между пакерами 19, 20 и нижний 24 входной канал. Далее сепарированный гидратный газ через канал 25 его отвода поступает в приёмную камеру 29 и диффузор 30 импульсного эжектора и по лифтовой колонне 18 поднимается вместе с высоконапорным конвенциональным газом в первую выходную линию 35 на устье. Попутная вода, отбираемая сепаратором 23 с помощью центробежного насоса 22 и канала 26 отвода жидкости сбрасывается через кумулятивную перфорацию 17 ниже ГВК 5 в водоносную часть пласта 4 и поддерживает в нём пластовое давление (Рпл.к). При этом центробежный насос 22 может управляться соответствующими измерительными датчиками через блок контроля 27 и включаться периодически при достаточном накоплении попутной воды в скважине. Сепаратор 23 может быть автономным и работать независимо от центробежного насоса 22. Кроме отбора скважинной продукции по лифтовой колонне 18 одновременно проводят отбор фонтанирующего конвенционального газа через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов и гидратный пласт 2, что способствует его дополнительной тепловой природной диссоциации (tк > tг). Для этого с помощью дросселя 38 устанавливают рабочий режим фонтанирования конвенционального газа из пласта 4 через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов (гидратный пласт 2), сочленения 12 выше пакера 19, межколонное пространство 32 и вторую 36 выходную линию на устье. Для интенсификации диссоциации гидрата и улучшения вытеснения образующейся газожидкостной смеси из возможно неоднородного пласта 2 отбор скважинной продукции ведут в волновом режиме, который создают с помощью импульсного эжектора и управляемого дросселя 38. По команде с поверхности через блок контроля 27 подают питание на электромагнитный клапан – прерыватель потока 31, периодически перекрывают поток активной среды в сопле 28, создают импульсную работу эжектора и генерируют высокоамплитудные импульсы давления в первой 9 разветвлённой группе перфорационных каналов. Аналогично, но с помощью управляемого дросселя 38 (путём его закрытия-открытия) в процессе фонтанирования конвенционального газа по межколонному пространству 32 генерируют импульсы давления во второй 10 разветвлённой группе перфорационных каналов. Созданные таким образом в перфорационных каналах 8, т. е. в глубине пластов 2 и 4 колебания давления обеспечивают благоприятный волновой режим отбора скважинной продукции. Дополнительно через перфорационные каналы 8 в глубине гидратного пласта 2 циклически воздействуют повышенными относительно рабочего значения депрессиями и репрессиями и за счёт перераспределения напряжений создают зоны 39 наведённой трещиноватости, что ещё больше способствует охвату залежи. Для этого при фонтанировании конвенционального газа по лифтовой колонне 18 в волновом режиме просто полностью открывают-закрывают управляемый дроссель 37 в первой 35 выходной линии и создают максимально возможные перепады давления на сопле 28, приёмной камере 29 и первой 9 разветвлённой группе перфорационных каналов в глубине гидратного пласта 2. При этом в циклах повышенных депрессий и репрессий продолжают использовать с помощью электромагнитного клапана – прерывателя потока 31 импульсную работу эжектора, т. е. волновой режим изменения давления в перфорационных каналах. Возникающие в хрупком и мало прочном гидратном пласте 2 напряжения приводят к его растрескиванию вокруг первой 9 разветвлённой группы перфорационных каналов в глубине залежи. Аналогично зоны 39 наведённой трещиноватости создают через вторую 10 разветвлённую группу перфорационных каналов в глубине гидратного пласта 2, при этом дополнительно используют насосно-компрессорное оборудование 40 подключаемое к выходной линии 36 до управляемого дросселя 38. (В этом случае создание зон 39 наведённой трещиноватости производится путем повышения давления в межколонном пространстве 32 и второй 10 группе перфорационных каналов при помощи сжатого газа, например азота или пены, после чего давление резко сбрасывается дросселем 38). Создание зон 39 наведённой трещиноватости проводят периодически возможно в автоматическом режиме, когда происходит снижение отбора скважинной продукции, что фиксируется соответствующими измерительными датчиками. Необходимо отметить, что помимо волнового эффекта, положительно влияющего на диссоциацию гидрата, вытеснение флюида, создание и сохранение зон 39 трещиноватости в хрупком мало прочном гидратном пласте 2 импульсный эжектор дополнительно обеспечивает повышенную тягу (депрессию) и большой коэффициент эжекции.

После снижения пластового давления в пласте 4 на конечном этапе разработки месторождения создают условие Рпл.г. > Рпл.к и низконапорный газ (ННГ) отбирают уже за счёт энергии гидратного газа образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте 2 гидрата. При этом для передачи давления в нижележащий пласт 4 используют одновременно первую 9 и вторую 10 группу разветвленных перфорационных каналов 8. Большой охват гидратного пласта 2 перфорационными каналами 8 с зонами 39 трещиноватости позволяет эффективно использовать различные технологические агенты и проводить механические, химические и (или) тепловые воздействия в глубине продуктивных отложений для интенсификации отбора конечной продукции. На этом этапе разработки в обсадную колонну 6 спускают изменённую (вторую) компоновку лифтовой колонны 18 с проводной линией и измерительными датчиками (не показано), центробежным насосом 22, сепаратором 23, блоком контроля 27 и двумя 20, 21 пакерами устанавливаемыми в межколонном пространстве 32 (фиг.2). Проводная линия соответствующим образом связывает между собой измерительные датчики, центробежный насос 22 и блок контроля 27. Сепаратор 23 содержит средний входной канал 24 и каналы 25 и 26 отвода соответственно газа и жидкости. Разноуровневые сочленения 11, 12 перфорационных каналов 8 с обсадной колонной 6 соединяют между собой, связывают межколонным пространством 32 со второй 36 выходной линией, вторым 38 управляемым дросселем, насосно-компрессорным оборудованием 40 и отделяют первым 20 пакером от кумулятивной перфорации 16 выше ГВК 5. Вторым пакером 21 разделяют кумулятивные перфорации 16, 17 выше и ниже ГВК 5. Проводят обвязку устья для связи лифтовой колонны 18 с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства 32 со второй 36 выходной линией и вторым 38 управляемым дросселем. При этом элементами 41, 42 и 43 герметизируют соответственно лифтовую колонну 18 и межколонное пространство 32 на устье и башмак лифтовой колонны 18 на забое. В спускаемом оборудовании центробежный насос 22 и сепаратор 23 устанавливают в лифтовой колонне 18 с зазором 34. Через зазор 34 связывают кумулятивную перфорацию 16 выше ГВК 5 и отверстия 33, выполненные в лифтовой колонне 18 между первым 20 и вторым 21 пакерами с первой 35 выходной линией и первым 37 управляемым дросселем на устье. Средний входной канал 24 сепаратора 23 связывают с зазором 34, канал отвода газа 25 сепаратора связывают с межколонным пространством 32, канал отвода жидкости 26 через центробежный насос 22 соединяют с кумулятивной перфорацией 17 ниже ГВК 5.

Отбор низконапорного конвенционального газа (ННГ) проводят по лифтовой колонне 18 за счёт энергии гидратного газа пласта 2 следующим образом. По мере естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте 2 гидрата пластовое давление в нём возрастает и при Рпл.г. > Рпл.к передаётся в нижележащий пласт 4 конвенционального газа. Передача пластового давления происходит при закрытом на устье втором 38 дросселе через соединённые между собой разноуровневые сочленения 11, 12 и вторую 10 группу разветвлённых перфорационных каналов 8 оканчивающихся в пласте 4 конвенционального газа. При этом пластовое давление (Рпл.к) повышается и обеспечивает возможность фонтанирования низконапорного газа (ННГ). С помощью первого 37 дросселя устанавливают рабочий режим его фонтанирования по лифтовой колонне 18 через кумулятивную перфорацию 16, отверстия 33, зазор 34 и первую 35 выходную линию. Отбор низконапорного газа (ННГ) проводят также в волновом благоприятном режиме путём периодического закрытия первого 37 управляемого дросселя. При этом периодически продолжают создавать (поддерживать) зоны 39 наведённой трещиноватости с помощью насосно-компрессорного оборудования 40 подключаемого ко второй 36 выходной линии до второго 38 управляемого дросселя. Попутно отбираемая сепаратором 23 через канал 24 из зазора 34 вода с помощью центробежного насоса 22 и канала 26 сбрасывается через кумулятивную перфорацию 17 ниже ГВК 5 в водоносную часть пласта 4 и поддерживает в нём пластовое давление (Рпл.к). Сепарированный сепаратором 23 газ через канал 25 отводится в межколонное пространство 32, поддерживая здесь давление не ниже давления гидратного газа (Рпл.г.). При необходимости дополнительно искусственно разлагают оставшийся в пласте 2 гидрат путём закачки через перфорационные каналы 8 технологических агентов также в волновом режиме. Закачку технологических агентов (например, дымовых газов, углекислого газа, метанола, гидрофобизирующих составов) проводят в глубину пласта через межколонное пространство 32, первую 9 и вторую 10 группу разветвлённых перфорационных каналов 8 с использованием насосно-компрессорного оборудования 40 подключаемого к выходной линии 36 до управляемого дросселя 38.

Предлагаемый способ и устройство позволяют отдельными скважинами улучшить добычу конвенционального и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов многопластового месторождения. Импульсный эжектор, применяемый на начальном этапе разработки месторождения, обеспечивает за счёт энергии конвенционального газа беззатратное снижение забойного давления для диссоциации гидратного пласта и совместного отбора скважинной продукции. При этом он развивает глубокую депрессию на пласт с большим коэффициентом эжекции. Множество особым образом организованных перфорационных каналов с зонами трещиноватости в глубине пласта повышают его охват и позволяют гидродинамически связать изолированные друг от друга продуктивные объекты месторождения. Конвенциональный газ повышенной температуры, отбираемый через перфорационные каналы гидратного пласта, обеспечивает его тепловую диссоциацию. Использование естественной и искусственной диссоциации гидратного пласта для добычи низконапорного газа (ННГ) продлевает режим его фонтанирования и отбора на конечном этапе разработки месторождения. Волновой режим, используемый на всех стадиях разработки многопластового месторождения, также повышает охват пласта, интенсифицирует диссоциацию гидратов, в том числе при воздействии на пласт технологическими агентами и улучшает вытеснение пластового флюида. Организация разветвлённых перфорационных каналов с ограниченным числом сочленений с обсадной колонной и расположенных на определённом расстоянии относительно основного ствола позволяет избежать аварийных ситуаций в приствольной части гидратного пласта. Предлагаемый способ может быть использован также в горизонтальных скважинах и уже пробуренных скважинах на “старых” истощенных месторождениях.

Изобретение относится к способу добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройству для его осуществления. Техническим результатом изобретения является интенсификация воздействия на залежь, увеличение охвата пласта и повышение дебита скважинной продукции при снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат и аварийности работ. Способ включает отбор скважинной продукции многопластового месторождения, который ведется поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа. На начальном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.к > Р_пл.г, где Р_пл.к – пластовое давление нижележащего пласта конвенционального газа; и Р_пл.г – пластовое давление вышележащего гидратного пласта, снижение забойного давления для гидратного пласта, его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления фонтанирующего конвенционального газа на введённом в добычное оборудование импульсном эжекторе. На конечном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.г > Р_пл.к, низконапорный газ (ННГ) отбирают за счёт давления гидратного газа, образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте газового гидрата. При отборе скважинной продукции через перфорационные каналы циклически воздействуют депрессиями и репрессиями на гидратный пласт и за счёт перераспределения напряжений в его глубине создают зоны наведённой трещиноватости. В циклах депрессий и репрессий используют волновой режим изменения давления в перфорационных каналах. Разбуривание гидратного пласта перфорационными каналами проводят на расстоянии не ближе 2÷4 м вокруг основного ствола двумя разветвлёнными группами при расположении групповых сочленений с основным стволом на разных уровнях в кровле гидратного пласта. Первую группу перфорационных каналов бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте без захода в нижележащий пласт конвенционального газа. Вторую группу – через весь гидратный пласт с заходом в пласт конвенционального газа. Отбор скважинной продукции также ведут в волновом режиме. На начальном этапе разработки месторождения первую группу перфорационных каналов подключают к импульсному эжектору, который питают конвенциональным газом в качестве активного агента. В качестве пассивного агента используют сепарированный гидратный газ гидратного пласта. Часть конвенционального газа отбирают через межколонное пространство, вторую группу перфорационных каналов и гидратный пласт с возможностью теплового на него воздействия. На конечном этапе разработки месторождения при отборе низконапорного газа ННГ используют одновременно первую и вторую группы перфорационных каналов для проведения через них в волновом режиме дополнительного механического, химического и (или) теплового воздействия на гидратный пласт и пласт конвенционального газа. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающий бурение основного ствола скважины, первичное вскрытие гидратного пласта и нижележащего изолированного пласта конвенционального газа с газоводяным контактом (ГВК) и термобарическим потенциалом t_к > t_г и Р_пл.к > Р_пл.г, где: t_к и Р_пл.к – температура и пластовое давление нижележащего пласта конвенционального газа; t_г и Р_пл.г – температура и пластовое давление вышележащего гидратного пласта, крепление основного ствола обсадной колонной и цементным раствором, разбуривание гидратного пласта из основного ствола множеством перфорационных каналов, вторичное вскрытие кумулятивной перфорацией пласта конвенционального газа выше и ниже ГВК, спуск лифтовой колонны в обсадную колонну с добычным оборудованием для отбора конвенционального газа, гидратного газа и попутной воды, закачиваемой после сепарации ниже ГВК пласта, организацию при спуске лифтовой колонны раздельного с помощью пакеров межколонного пространства, обвязку устья для связи лифтовой колонны и межколонного пространства с управляемыми дросселями, изменение забойного давления управляемыми дросселями в выходных линиях лифтовой и обсадной колонны, фонтанирование при этом конвенционального газа в рабочем режиме по лифтовой колонне и межколонному пространству, диссоциацию газового гидрата при снижении забойного давления и тепловом воздействии на пласт, совместный отбор скважинной продукции – конвенционального газа и гидратного газа из различных по энергетическому потенциалу объектов разработки, измерение скважинных параметров в процессе отбора скважинной продукции, отличающийся тем, что отбор скважинной продукции многопластового месторождения ведут поэтапно в зависимости от соотношения пластовых давлений конвенционального и гидратного газа, при этом на начальном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.к > Р_пл.г, снижение забойного давления для гидратного пласта, его диссоциацию и отбор гидратного газа проводят за счёт падения давления фонтанирующего конвенционального газа на введённом в добычное оборудование импульсном эжекторе, а на конечном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.г > Р_пл.к, низконапорный газ (ННГ) отбирают уже за счёт давления гидратного газа, образующегося в результате естественного или искусственного разложения оставшегося в пласте газового гидрата, причём при отборе скважинной продукции через перфорационные каналы циклически воздействуют депрессиями и репрессиями на гидратный пласт и за счёт перераспределения напряжений в его глубине создают зоны наведённой трещиноватости, при этом в циклах депрессий и репрессий используют волновой режим изменения давления в перфорационных каналах, причём разбуривание гидратного пласта перфорационными каналами проводят на расстоянии не ближе 2÷4 м вокруг основного ствола двумя разветвлёнными группами при расположении групповых сочленений с основным стволом на разных уровнях в кровле гидратного пласта, при этом первую группу перфорационных каналов бурят с тупиковым окончанием в гидратном пласте без захода в нижележащий пласт конвенционального газа, а вторую группу – через весь гидратный пласт с заходом в пласт конвенционального газа, причём отбор скважинной продукции также ведут в волновом режиме, при этом на начальном этапе разработки месторождения первую группу перфорационных каналов подключают к импульсному эжектору, который питают конвенциональным газом в качестве активного агента, а в качестве пассивного агента используют сепарированный гидратный газ гидратного пласта, при этом часть конвенционального газа также отбирают через межколонное пространство, вторую группу перфорационных каналов и гидратный пласт с возможностью теплового на него воздействия, а на конечном этапе разработки месторождения при отборе низконапорного газа ННГ используют одновременно первую и вторую группы перфорационных каналов для проведения через них, возможно также в волновом режиме, дополнительного механического, химического и (или) теплового воздействия на гидратный пласт и пласт конвенционального газа.

2. Устройство для добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения, включающее спущенную в основной ствол и зацементированную обсадную колонну с кумулятивной перфорацией выше и ниже ГВК пласта конвенционального газа, множество пробуренных из основного ствола через газогидратный пласт перфорационных каналов первой и второй групп, соответственно без захода и с заходом в нижележащий пласт конвенционального газа групповые сочленения которых с обсадной колонной располагаются на разных уровнях в кровле гидратного пласта, спускаемую в обсадную колонну на начальном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с тремя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того, содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом из межколонного пространства и каналами отвода газа и жидкости, а также импульсный эжектор в виде приёмной камеры, диффузора и прерывателя потока, спускаемую в обсадную колонну на конечном этапе разработки месторождения лифтовую колонну с двумя устанавливаемыми в межколонном пространстве пакерами, кроме того, содержащую проводную линию, измерительные датчики, центробежный насос, сепаратор с нижним входным каналом и каналами отвода газа и жидкости, обвязку устья для связи лифтовой колонны с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, а также для связи межколонного пространства со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием, отличающееся тем, что на начальном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.к > Р_пл.г, разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной разделяют первым от устья пакером, вторым пакером отделяют эти сочленения от кумулятивной перфорации выше ГВК, третьим пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос, сепаратор и импульсный эжектор размещают друг за другом по направлению к устью внутри лифтовой колонны, причём центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор и импульсный эжектор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между вторым и третьим пакерами с первой выходной линией и первым управляемым дросселем, при этом прерыватель потока импульсного эжектора устанавливают перед его соплом и выполняют в виде электромагнитного клапана, связанного с блоком контроля, сочленения первой группы перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют через межколонное пространство между первым и вторым пакерами с нижним входным каналом сепаратора, канал отвода газа сепаратора связывают с приёмной камерой импульсного эжектора, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК, сочленения второй группы перфорационных каналов с обсадной колонной выше первого пакера соединяют через межколонное пространство со второй выходной линией и вторым управляемым дросселем, а на конечном этапе разработки месторождения, когда Р_пл.г > Р_пл.к, разноуровневые сочленения перфорационных каналов с обсадной колонной соединяют между собой, связывают межколонным пространством со второй выходной линией, вторым управляемым дросселем и насосно-компрессорным оборудованием и отделяют первым от устья пакером от кумулятивной перфорации выше ГВК, вторым пакером разделяют кумулятивные перфорации выше и ниже ГВК, при этом центробежный насос и сепаратор устанавливают в лифтовой колонне с зазором, через этот зазор связывают кумулятивную перфорацию выше ГВК и отверстия, выполненные в лифтовой колонне между первым и вторым пакерами, с первой выходной линией и первым управляемым дросселем на устье, причём нижний входной канал сепаратора связывают с упомянутым выше зазором, канал отвода газа сепаратора связывают с межколонным пространством, а канал отвода жидкости сепаратора через центробежный насос соединяют с кумулятивной перфорацией ниже ГВК.