Способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины Российский патент 2025 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ удаления жидкости с забоя газовой скважины по технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам (см. В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, М.А. Донченко / Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность / Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. - М.: Газойл пресс, 2015. - №5. С. 29-33), включающий подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостной поток, транспортировку газового потока на устье скважины со скоростью, не обеспечивающей подъем жидкости, транспортировку газожидкостного потока на устье скважины с давлением выше, чем у газового потока и со скоростью, обеспечивающей подъем жидкости, введение газожидкостного потока в газовый поток, введение в продукцию скважины ингибитора гидрато- и льдообразования, транспортировку продукции скважины с ингибитором гидрато- и льдообразования на установку комплексной подготовки газа.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ эксплуатации газовой скважины (см. патент на изобретение RU 2513942, Е21В 43/12, 20.04.2014), в котором газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом на устье скважины имеется управляющий комплекс, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины.

Недостатком упомянутых выше технических решений является то, что в ходе эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК) и регулирования режима ее работы посредством управляющего комплекса на устье скважины не производят определение (не производится расчет и не производится контроль) граничных условий разделения потоков газожидкостной смеси на забое по межколонному пространству (МКП) и центральной лифтовой колонне (ЦЛК), что приводит к нерациональному расходованию пластовой энергии и некорректной работе скважины по КЛК.

В ЦЛК потери на трение превышают потери на трение в МКП, при этом при движении газа по ЦЛК наличие жидкости в потоке приводит к увеличению потерь давления, которое вызвано гравитационной составляющей (увеличение плотности столба газожидкостной смеси (ГЖС).

Таким образом, описанные способы эксплуатации скважин не позволяют в определенные периоды разработки месторождений обеспечить минимизацию потерь давления и максимизацию добычных возможностей скважины.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение производительности газовых и газоконденсатных скважин и повышение эффективности работы ее работы, за счет обеспечения минимизации потерь давления, при максимальном увеличении добычных возможностей газовой скважины.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается тем, в способе эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной насосно-компрессорной трубой (НКТ) без глушения скважины в нее спускают и устанавливают концентрично с НКТ центральную лифтовую колонну (ЦЛК) с образованием межколонного пространства (МКП), после чего перекрывают пространство ЦЛК и МКП и измеряют давление в ЦЛК, с учетом которого производят расчет текущего пластового давления, а затем при перекрытом пространстве ЦЛК осуществляют эксплуатацию скважины с выносом газожидкостного потока (ГЖП) по МКП, при этом эксплуатацию скважины осуществляют по нескольким режимам, изменяя дебит ГЖП на каждом из режимов, причем на каждом из режимов осуществляют отбор ГЖП, в течение времени, необходимого для стабилизации ГЖП, а также на каждом режиме измеряют давление на устье МКП, давление на устье ЦЛК и посредством двухфазного расходомера (ДФР) измеряют дебит ГЖП, после чего производят расчет текущего забойного давления по значению давления, измеренного на устье ЦЛК на каждом из режимов, по рассчитанным значениям текущего забойного и текущего пластового давлений и по значениям дебита ГЖП при этих давлениях производят расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта А и В, также по замеренным ДФР значениям дебита ГЖП на каждом режиме производят расчет водогазового фактора и определяют его зависимость от дебита скважины, после чего устанавливают рабочий режим скважины, при этом сначала в рабочем режиме ведут отбор по МКП, а регулирование работы скважины осуществляют путем изменения дебита ГЖП по ЦЛК, затем производят расчет характеристики скважины при работе по МКП, строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и график забойной характеристики пласта, рабочий режим определяют правой точкой пересечения графиков зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и забойной характеристики пласта, по графику зависимости дебита скважины от забойного давления скважины определяют дебит скважины при текущих пластовом и устьевом давлениях, после чего устанавливают в скважине величину дебита равную величине упомянутого рассчитанного дебита и ведут дальнейшую эксплуатацию скважины.

Заявленное изобретение поясняется чертежами.

На фиг. 1 представлена схема оснащения устья скважины измерительно-управляющей аппаратурой.

На фиг. 2 представлена схема подключения измерительно-управляющей аппаратуры к блоку управления.

На фиг. 3 показана характеристика скважины для условий на забое при работе по МКП.

На фиг. 4 показана характеристика скважины при работе в условиях: в МКП - газожидкостный поток (ГЖП), в ЦЛК - однофазный газовый поток (ОГП), дебит по ЦЛК Q_цлк < максимальный дебит по ЦЛК Q_{цлк макс}.

На фиг. 5 показана характеристика скважины при работе в условиях: в МКП - ГЖП, в ЦЛК - ОГП, QAB > Q_{цлк макс}.

На фиг. 6 приведена последовательность расчетов по внутреннему циклу ствола скважины «сверху вниз».

На фиг. 1 и фиг. 2 позициями обозначены следующие элементы: НКТ 1, ЦЛК 2, МКП 3, образованное между НКТ 1 и ЦЛК 2, первый манометр (M1) 4 с электронным выходом, первый регулируемый вентиль (ВР1) 5, второй манометр (М2) 6 с электронным выходом, второй регулируемый вентиль (ВР2) 7, двухфазный расходомер (ДФР) 8, блок управления (БУ) 9.

Первый манометр 4 и первый регулируемый вентиль 5 установлены на линии фонтанной арматуры, подсоединенной к МКП 3.

Второй манометр 6 и второй регулируемый вентиль 7 установлены на линии фонтанной арматуры, подсоединенной к внутреннему пространству ЦЛК.

Линия фонтанной арматуры, подсоединенная к внутреннему пространству ЦЛК и линия фонтанной арматуры, подсоединенная к МКП 3 подключены к общей линии фонтанной арматуры, в которой установлен ДФР.

Первый 4 и второй 6 манометры, первый 5 и второй 7 регулируемые вентили и ДФР 8 подключены к блоку управления 9. При этом сигналы с первого 4 и второго 6 манометров и ДФР поступают в блок управления 9, который вырабатывает сигналы управления работой первого 5 и второго 7 регулируемых вентилей.

Первый 4 и второй 6 манометры, первый 5 и второй 7 регулируемые вентили и ДФР 8 и блок управления 9 образуют измерительно-управляющую систему, установленную на устье скважины.

Заявленный способ эксплуатации скважины осуществляют следующим образом.

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в них спускают лифтовые колонны (ЛК), состоящие из насосно-компрессорных труб (НКТ), предназначенных для транспорта флюида от забоя к устью скважины в любых осложненных условиях (при наличии коррозионно-активных компонентов, воды, газового конденсата, нефти, механических примесей и т.д.).

В скважину, оборудованную НКТ 1, спускают и устанавливают концентрично с НКТ 1 ЦЛК 2 с образованием МКП 3 между НКТ 1 и ЦЛК 2.

Скважину снабжают фонтанной арматурой, включающей трубопроводы устьевой обвязки. Спуск ЦЛК 2 производят без глушения скважины.

На устье скважины устанавливают измерительно-управляющую систему. При этом на линии фонтанной арматуры, подсоединенной к МКП 3, устанавливают первый манометр 4 с электронным выходом и первый регулирующий вентиль 5. На линии фонтанной арматуры, подсоединенной к внутреннему пространству ЦЛК 2, устанавливают второй манометр 6 с электронным выходом и второй регулирующий вентиль 6. При этом обе упомянутые линии фонтанной арматуры подсоединяют к общей линии, в которой устанавливают ДФР.

В процессе эксплуатации скважин по НКТ, спущенной в скважину, по мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости, перестают обеспечиваться условия выноса жидкости на устье скважины (снижается скорость газа), в результате жидкость скапливается на забое, это приводит к снижению рабочего дебита и в ряде случаев к самозадавливанию скважины. Для обеспечения минимизации потерь давления и максимизации добычных возможностей скважины, осуществляют расчет режима работы скважины, методом характеристик (совмещение характеристики пласта и каналов МКП и ЦЛК). При выборе корректного режима работы скважины по ЦЛК и НКТ (концентрическим лифтовым колоннам (КЛК)) учитывают продуктивные характеристики пласта, характеристики образованных каналов (МКП и ЦЛК), а также водогазовый фактор (удельное количество жидкости на 1 м³ (1000 м³) газа). Кроме того, для корректного управления режимами работы скважины и предупреждения скопления жидкости на забое учитывают взаимное влияние дебита скважины и величин давления на забое и на устье скважины.

Режим работы скважины рассчитывают путем решения системы уравнений и оценки граничных условий выноса жидкости по МКП с учетом количества жидкости (регистрируемого по ДФР и контролируемого через разницу влагосодержания при пластовых и устьевых параметрах), которое образуется в скважине таким образом, чтобы газожидкостной поток двигался только по МКП, производят регулировку таким образом, чтобы обеспечить данные условия.

При определенных условиях, которые рассчитываются по описанной ниже методике, с точки зрения рационального использования пластовой энергии, скважину эксплуатируют двумя этапами. На первом этапе вынос газожидкостного потока (ГЖП) производится только по МКП, а ЦЛК перекрыта. На втором этапе вынос газожидкостного потока производится по ЦЛК, а по МКП возможно извлечение однофазного газа (ОГ).

На подготовительном этапе, предназначенном для получения исходных данных для расчета рабочего режима, осуществляются последовательно следующие операции.

Осуществляют получение исходных данных для расчета рабочего режима скважины, при этом перекрывают пространство ЦЛК и МКП путем закрытия первого 5 вентиля и второго вентиля 7 и в простаивающей скважине измеряют давление в ЦЛК 2 вторым манометром 6.

По значению давления Р_цлк, измеренного вторым манометром 6 с помощью стандартной барометрической формулы производят расчет текущего пластового давления.

Затем при перекрытом пространстве ЦЛК осуществляют эксплуатацию скважины с выносом газожидкостного потока по МКП. При этом осуществляют изменение режима работы скважины путем изменения на каждом режиме работы проходного сечения первого вентиля от 5% раскрытия проходного сечения на начальном режиме работы и до 100% раскрытия проходного сечения на последнем режиме работы. Первый вентиль 5 последовательно открывают на 20, 40, 60, 80 и 100% раскрытия проходного сечения. Таким образом, вынос газожидкостного потока (ГЖП) производится только по МКП, а ЦЛК перекрыта.

На каждом режиме выдерживают режим отбора ГЖП, в течении времени, необходимого для стабилизации потока ГЖП (не менее 40 минут).

На каждом режиме измеряют первым манометром 4 давление на устье МКП 3, вторым манометром 6 измеряют давление на устье, а также измеряют посредством ДФР 8 дебит газожидкостной смеси.

После чего по значению давления Р_цлк, измеренному вторым манометром 6, на каждом режиме работы производят расчет текущего забойного давления.

По рассчитанным значениям текущего забойного и текущего пластового давлений и по значениям дебита ГЖП при этих давлениях производят расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта А и В.

По замеренным значениям дебита газожидкостной смеси на каждом режиме производят расчет водогазового фактора и определяют его зависимость от дебита скважины W_ж=W_ж(Q). Водогазовый фактор определяет параметр степени обводнения продукции скважины и представляет из себя отношение добычи воды к добыче газа.

На втором (рабочем) этапе производят расчеты технологического режима работы скважины и устанавливают рабочий режим. На втором этапе вынос газожидкостной смеси производится по ЦЛК, а по МКП возможно извлечение однофазного газа (ОГ).

При этом в рабочем режиме первый вентиль 5 открывают полностью, а регулирование работы скважины осуществляют посредством второго вентиля 7.

Производят расчет характеристики скважины (алгоритм представлен ниже) при работе по МКП 3 при полностью открытом первом вентиле 5.

По результатам расчета строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП 3 и график забойной характеристики пласта (см. фиг. 3).

Рабочий режим определяют правой точкой пересечения графиков зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП 3 и забойной характеристики пласта.

По графику зависимости дебита скважины от забойного давления скважины определяют дебит, при текущих пластовом и устьевом давлениях. Это величина соответствует разнице дебитов в точках В и А (см. фиг. 3).

Для работы в пространстве ЦЛК 2 существует ограничение: дебит в нем не должен превышать некоторую величину Q_{цлк макс}, чтобы по ЦЛК не выносилась жидкость, а двигался бы только однофазный газовый поток (ОГП).

Расчет максимального дебита ЦЛК 2 Q_{цлк макс} осуществляют по формуле (1):

где

Здесь - модифицированный параметр Фруда для ЦЛК при максимальном дебите, безразмерный;

Р_заб - забойное давление при дебите Q_{цлк макс}, МПа;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

d - внутренний диаметр ЦЛК, м,

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях, безразмерный;

Т - температура среды в рабочих условиях, К;

- относительная плотность среды по воздуху, безразмерный;

Если Q_цлк < Q_{цлк макс}, то второй регулируемый вентиль устанавливают в положении, при котором дебит скважины равен Q=Q_B=Q_A+Q_AB. Этому дебиту соответствует точка В на фиг. 3 и 4.

Поскольку дебиты газа и жидкости изменились, то производят перерасчет работы скважины при условии q_ж=W_ж(Q_A+Q_AB)×(Q_A+Q_AB)/24.

Если Q_цлк > Q_{цлк макс}, второй регулируемый вентиль 7 устанавливают в положении, при котором дебит скважины равен Q=Q_Г=Q_Б+Q_{цлк макс}. На фиг. 5 представлен график условий на забое, на котором рабочему дебиту соответствует точка Г.

Поскольку дебиты газа и жидкости изменились, производят перерасчет работы скважины при условии q_ж=W_ж(Q_A+Q_{цлк макс})×(Q_А+Q_{цлк макс}).

Пример расчета газовой скважины.

В качестве расчетного примера рассмотрим скважину со следующими характеристиками:

- диаметры: внутренний диаметр внешней трубы D=0,1 м;

- внутренний диаметр ЦЛК d=0,0523 м;

- внешний диаметр ЦЛК d_н=0,0602 м;

- длина НКТ скважины L=1200 м;

- длина ЦЛК L_цлк=1210 м;

- абсолютная температура на забое Т_заб=303 К;

- абсолютная температура на устье Т_уст=283 К;

- относительная плотность газа по воздуху

- плотность жидкости r_ж=1000 кг/м³;

- коэффициенты гидравлического сопротивления ЦЛК I_цлк=0,014 и МКП I_мкп=0,025;

- а=2,7×10^-2 МПа²/(тыс.м³/сут); b=2,5×10^-5 МПа²/(тыс.м³/сут)².

На подготовительном этапе последовательно осуществляют следующие операции.

Первый вентиль 5 и второй вентили 7 закрывают. В простаивающей скважине измеряют давление Р_цлк в ЦЛК вторым манометром 6. По значению давления Р_цлк с помощью стандартной барометрической формулы производят расчет текущего пластового давления.

Затем осуществляют изменение режима работы скважины путем изменения на каждом режиме работы проходного сечения первого вентиля 5. Первый вентиль 5 последовательно открывают на 20, 40, 60, 80 и 100%. Каждый из пяти режимов выдерживают в течение 40 минут. Второй вентиль оставляют закрытым.

На каждом режиме измеряют: первым манометром 4 - давление на устье МКП Р_мкп, вторым манометром 6 - давление на устье ЦЛК Р_цлк, дебиты газа и жидкости Q и q_ж - ДФР 8. По значению давления Р_цлк с помощью барометрической формулы производят расчет текущего забойного давления.

По замеренным значениям дебита и рассчитанным значениям забойного и пластового давлений стандартным методом производится уточнение коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта А и В.

По замеренным значениям дебита газожидкостной смеси на каждом режиме производят расчет водогазового фактора W_ж и определяют его зависимость от дебита скважины W_ж=W_ж(Q).

На втором (рабочем) этапе производят расчеты технологического режима работы скважины, и осуществляется установление рабочего режима.

В рабочем режиме первый вентиль 5 открыт полностью, а регулирование работой скважины осуществляется посредством второго вентиля 7.

По алгоритму, представленному ниже, производят расчет характеристики скважины при работе по МКП 3 при полностью открытом первом вентиле 5.

Результатом расчета является значение давления на забое на гидродинамической характеристике МКП при текущем значении дебита.

Когда достигается условие перебор величин дебита прекращается. Последняя расчетная величина дебита представляет собой свободный дебит скважины.

Рабочий режим определяют правой точкой пересечения графиков зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и забойной характеристики пласта.

При текущем пластовом и устьевом давлениях скважина будет работать с дебитом Q_A=47 тыс. м³/сут (точка А), при этом принято, что дебит жидкости q_ж=Wж(Q_A)×Q_A. В рассмотренном примере принято: пластовое давление p_пл=1,8 МПа, устьевое давление р_уст=1,0 МПа.

По графику зависимости дебита скважины от забойного давления скважины определяют дебит, при текущих пластовом и устьевом давлениях. Это величина соответствует разнице дебитов в точках В и А и в рассматриваемом примере равна Q_AB=11 тыс. м³/сут.

Таким образом, в случае возможного извлечения дополнительного дебита суммарный дебит скважины может быть равен Q_B=58 тыс. м³/сут. При этом по МКП будет добываться ГЖП с дебитом газа 33 тыс. м³/сут, а по ЦЛК - однофазный газ с дебитом Q_цлк=25 тыс. м³/сут. Однако для работы ЦЛК существует ограничение: дебит в нем не должен превышать некоторую величину Q_{цлк макс}, чтобы по ЦЛК не выносилась жидкость, а двигался бы только однофазный газовый поток (ОГП). Расчет максимального дебита ЦЛК Q_{цлк макс} осуществляется по формуле (1). В нашем примере Q_{цлк макс} = 17 тыс. м³/сут.

Если Q_цлк < Q_{цлк макс}, то регулируемый вентиль ВР₂ устанавливается в положении, при котором дебит скважины равен Q=Q_B=Q_A+Q_AB=58 тыс. м³/сут. Этому дебиту соответствует точка В на фиг. 3 и фиг. 4. На фиг. 4 представлен график условий на забое в рассматриваемом случае.

Поскольку дебиты газа и жидкости изменились, произвели перерасчет работы скважины при условии q_ж=W_ж(Q_A+Q_AB)×(Q_A+Q_AB)/24.

Если Q_цлк>Q_{цлк макс}, регулируемый вентиль ВР₂ устанавливается в положении, при котором дебит скважины равен Q=Q_Г=Q_Б+Q_{цлк макс}. На фиг. 5 представлен график условий на забое в рассматриваемом случае. Рабочему дебиту соответствует точка Г. В рассматриваемом примере он равен Q_Г=54 тыс.м³/сут.

Поскольку дебиты газа и жидкости изменились по сравнению с условиями расчета, на предварительном этапе произвели перерасчет работы скважины в соответствии при условии q_ж=W_ж(Q_A+О_{цлк макс})×(Q_А+Q_{цлк макс})/24.

Провели снятие показаний и обработку входных сигналов с периодичностью 1 сутки с целью внесения поправок по мере изменения пластового и устьевого давлений и возможных изменений фильтрационных свойств пласта.

В рассматриваемом примере рабочий дебит скважины равен 166 тыс. м³/сут.

Скважину рассчитывают по следующему алгоритму.

1) Ствол скважины разбивается на N ячеек длиной dL≤50 м; нумерация ячеек начинается сверху ствола.

2) Построение характеристики скважины осуществляется по двум вложенным циклам: внешнему и внутреннему. Во внешнем цикле осуществляется перебор дебитов от величины 1 тыс. м³/сут до максимального значения, равного свободному дебиту.

Во внутреннем цикле осуществляется перебор ячеек ствола скважины «сверху вниз», начиная с первой, при текущем дебите задавая в первой ячейке давление и температуру, равными устьевым.

3) На фиг. 6 приведена последовательность расчетов по внутреннему циклу ствола скважины «сверху вниз».

4) Для текущей ячейки рассчитывается приведенный параметр Фруда для МКП по формуле

где - эквивалентный диаметр МКП КЛК, м,

D_r=D - d_H - гидравлический диаметр МКП КЛК, м;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

z - коэффициент сверхсжимаемости в рабочих условиях;

- относительная плотность газа по воздуху;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

Т - температура рабочей среды, K;

р - давление рабочей среды, МПа.

Величину коэффициента сверхсжимаемости z (р, Т) определяют по Р Газпром 086-2010 (подпункт 6.2.2);

5) Приведенные потери давления в МКП КЛК рассчитывают по следующим формулам.

Вначале рассчитывается минимальная величина безразмерных потерь давления:

Где

q_ж - расход жидкости, л/час;

W_ж - водогазовый фактор, л/тыс.м³;

- эквивалентный диаметр МКП, м,

D_r=D - d_н - гидравлический диаметр МКП, м;

Вu - параметр Бузинова;

i₀ - минимальная величина безразмерных потерь давления

λ - коэффициент гидравлического сопротивления (безразмерный).

Параметр Бузинова Вu для кольцевых потоков определяется выражением

где число Фруда по жидкости для кольцевого потока равно

число Этвеша равно

где S - поверхностное натяжение жидкости, Н/м.

Вспомогательный параметр определяется из выражения

Безразмерные потери давления определяются: на правой ветви характеристики ГЖП при

на среднем участке характеристики ГЖП при

на левой ветви характеристики ГЖП при

где использованы вспомогательные безразмерные параметры

Совокупность формул (3) - (15) представляет собой эмпирическую гидродинамическую модель стационарных ГЖП в кольцевых каналах;

6) Разницу давлений в текущей ячейке ствола определяют по формуле с учетом веса столба газа

Где

ρ_вх - давление на входе в ячейку, МПа;

ρ_вых - давление на выходе из ячейки, МПа;

i - безразмерные потери давления в ячейке (см. формулу (17));

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

- относительная плотность газа по воздуху, безразмерный;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

Т - температура в ячейке, K

g - ускорение свободного падения, g=9,80665 м/с²;

ΔL - длина ячейки, м.

7) Давление в следующей (нижерасположенной) ячейке ствола p_j+1 определяют по формуле

Где

p_j - давление в текущей ячейке ствола, МПа;

Δp_j - разница давлений между соседними ячейками, определяемая по формуле (16).

7) Разницу температур между ячейками ствола определяют по следующей формуле

где

ΔT - разность температур между ячейками ствола, К;

Т_заб - температура на забое, К;

Т_уст - температура на устье, К;

N - количество ячеек, на которое разбивается ствол скважины.

8) Температуру в следующей ячейке T_j+1 определяют по формуле

где

T_j+1 - температура в следующей ячейке, К;

T_j - температура в текущей ячейке, К;

ΔT - разница температур между ячейками.

9) При достижении забоя скважины расчет заканчивают. Результатом расчета является значение забойного давления на гидродинамической характеристике МКП при текущем значении дебита.

10) Значение давления на забое на гидродинамической характеристике пласта рассчитывают по уравнению притока

где

p_заб - забойное давление, МПа;

р_пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

а - коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, МПа²/(тыс.м³/сут);

b - коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, МПа²/(тыс.м³/сут)².

Когда достигается условие перебор величин дебита прекращается. Последняя расчетная величина дебита представляет собой свободный дебит скважины.

Заявленное изобретение обеспечивает выбор корректного технологического режима скважины, обеспечивающего минимизацию потерь давления, при максимальном увеличении добычных возможностей газовой скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом изобретения является увеличение производительности газовых и газоконденсатных скважин и повышение эффективности работы ее работы, за счет обеспечения минимизации потерь давления, при максимальном увеличении добычных возможностей газовой скважины. Заявлен способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной насосно-компрессорной трубой (НКТ), в котором без глушения скважины в неё спускают и устанавливают концентрично с НКТ центральную лифтовую колонну (ЦЛК) с образованием межколонного пространства (МКП), после чего перекрывают пространство ЦЛК и МКП и измеряют давление в ЦЛК, с учетом которого производят расчет текущего пластового давления. Затем при перекрытом пространстве ЦЛК осуществляют эксплуатацию скважины с выносом газожидкостного потока (ГЖП) по МКП. При этом эксплуатацию скважины осуществляют по нескольким режимам, изменяя дебит ГЖП на каждом из режимов. Причем на каждом из режимов осуществляют отбор ГЖП, в течение времени, необходимого для его стабилизации, а также на каждом режиме измеряют давление на устье МКП, давление на устье ЦЛК и посредством двухфазного расходомера (ДФР) измеряют дебит ГЖП. После чего производят расчет текущего забойного давления по значению давления, измеренного на устье ЦЛК на каждом из режимов. По рассчитанным значениям текущего забойного и текущего пластового давлений и по значениям дебита ГЖП производят расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта, также по замеренным значениям дебита ГЖП на каждом режиме производят расчет водогазового фактора и определяют его зависимость от дебита скважины. После чего устанавливают рабочий режим скважины. При этом сначала в рабочем режиме ведут отбор по МКП, а регулирование работой скважины осуществляют путем изменения дебита ГЖП по ЦЛК. Затем производят расчет характеристики скважины при работе по МКП, строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и график забойной характеристики пласта, а рабочий режим определяют правой точкой пересечения графиков зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и забойной характеристики пласта. По графику зависимости дебита скважины от забойного давления скважины определяют дебит скважины при текущих пластовом и устьевом давлениях. После чего устанавливают в скважине величину дебита, равную величине упомянутого рассчитанного дебита, и ведут дальнейшую эксплуатацию скважины. 6 ил.

Способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины, оборудованной насосно-компрессорной трубой (НКТ), заключающийся в том, что без глушения скважины в неё спускают и устанавливают концентрично с НКТ центральную лифтовую колонну (ЦЛК) с образованием межколонного пространства (МКП), после чего перекрывают пространство ЦЛК и МКП и измеряют давление в ЦЛК, с учетом которого производят расчет текущего пластового давления, а затем при перекрытом пространстве ЦЛК осуществляют эксплуатацию скважины с выносом газожидкостного потока (ГЖП) по МКП, при этом эксплуатацию скважины осуществляют по нескольким режимам, изменяя дебит ГЖП на каждом из режимов, причем на каждом из режимов осуществляют отбор ГЖП, в течение времени, необходимого для стабилизации ГЖП, а также на каждом режиме измеряют давление на устье МКП, давление на устье ЦЛК и посредством двухфазного расходомера (ДФР) измеряют дебит ГЖП, после чего производят расчет текущего забойного давления по значению давления, измеренного на устье ЦЛК на каждом из режимов, по рассчитанным значениям текущего забойного и текущего пластового давлений и по значениям дебита ГЖП при этих давлениях производят расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта А и В, также по замеренным ДФР значениям дебита ГЖП на каждом режиме производят расчет водогазового фактора и определяют его зависимость от дебита скважины, после чего устанавливают рабочий режим скважины, при этом сначала в рабочем режиме ведут отбор по МКП, а регулирование работой скважины осуществляют путем изменения дебита ГЖП по ЦЛК, затем производят расчет характеристики скважины при работе по МКП, строят графики зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и график забойной характеристики пласта, при этом рабочий режим определяют правой точкой пересечения графиков зависимости дебита скважины от забойного давления при работе по МКП и забойной характеристики пласта, а по графику зависимости дебита скважины от забойного давления скважины определяют дебит скважины при текущих пластовом и устьевом давлениях, после чего устанавливают в скважине величину дебита, равную величине упомянутого рассчитанного дебита, и ведут дальнейшую эксплуатацию скважины.