Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин Российский патент 2025 года по МПК E21B43/12 E21B43/00 E21B47/00 

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, включающий подачу пластового флюида из пласта в скважину, разделение пластового флюида на забое скважины на газовый поток и газожидкостный 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 (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).

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.

К недостаткам упомянутых выше технических решений относится то, что в ходе эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК) и регулирования режима ее работы посредством управляющего комплекса на устье скважины не определяются (не рассчитываются и не контролируются) граничные условия разделения потоков газожидкостной смеси на забое по межколонному пространству (МКП) и центральной лифтовой колонне (ЦЛК), что в свою очередь 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, вызванные 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 скважины и повышении эффективности работы ее работы, за счет обеспечения минимизации потерь давления при увеличении ее производительности и обеспечении условий выноса жидкости и сокращении затрат пластовой энергии.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается тем, что в способе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных насосно-компрессорной трубой (НКТ) без глушения скважины в нее спускают центральную лифтовую колонну (ЦЛК) и устанавливают ее концентрично с НКТ с образованием межколонного пространства (МКП), после чего осуществляют эксплуатацию скважины сначала по ЦЛК, а затем через МКП, при этом осуществляют измерение давлений на устье МКП, давлений на устье ЦЛК и давлений на башмаке ЦЛК, а также измерение дебита посредством диафрагменного измерителя критического течения, по значениям измеренных давлений и дебита рассчитывают фильтрационные коэффициенты А и В и гидравлические сопротивления в ЦЛК и в МКП, далее перекрывают пространство ЦКЛ и МКП и в простаивающей скважине измеряют давление в ЦЛК с учетом которого производят расчет текущего пластового давления, определяют расход жидкости и дебит газа, по которым определяют водогазовый фактор, затем определяют значения эффективного диаметра и гидравлического радиуса МКП, значения температуры и плотности жидкости, а также значения забойного давления и коэффициента сверхсжимаемости газа на забое в рабочих условиях, затем с учетом этих значений определяют минимальную величину дебита газожидкостного потока (ГЖП) в МКП, обеспечивающую полный вынос жидкости, после чего осуществляют эксплуатацию скважины по МКП и ЦЛК с регулированием эксплуатации скважины посредством изменения дебита ГЖП через ЦЛК, при этом измеряют давление на устье в МКП, давление на устье ЦЛК и забойное давление, по величинам упомянутых измеренных давлений на устье, величине минимального дебита в МКП и величине расхода жидкости рассчитывают минимальное забойное давление, по которому уточняют рабочий дебит ГЖП, далее устьевое давление в ЦЛК рассчитывают с учетом величины забойного давления и величины дебита ГЖП ЦЛК, который определяют как разницу между рабочим дебитом ГЖП и минимальным дебитом в МКП, после чего устанавливают в скважине величину дебита равную величине упомянутого дебита ГЖП ЦЛК 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 приведена последовательность расчетов скважины по МКП по ячейкам «сверху вниз».

На фиг. 1 и фиг. 2 позициями обозначены следующие элементы: НКТ 1, ЦЛК 2, МКП 3, первый манометр (M₁) 4, установленный на устье МКП, первый регулируемый вентиль (BP₁) 5, второй манометр (М₂) 6, второй регулируемый вентиль (ВР₂) 7, третий манометр 8 (М₃), блок управления (БУ) 9.

МКП 3 образовано между НКТ 1 и ЦЛК 2. Третий манометр установлен на башмаке 8 ЦЛК 2.

Первый манометр 4 и первый регулируемый вентиль 5 установлены на линии фонтанной арматуры, подсоединенной к МКП 3 и образуют первый контур регулирования отбора из скважины ГЖП.

Второй манометр 6 и второй регулируемый вентиль 7 установлены на линии фонтанной арматуры, подсоединенной к внутреннему пространству ЦЛК и образуют второй контур регулирования отбора из скважины ГЖП. Второй контур используется для ограничения дебита скважины по ЦЛК.

Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) (на чертеже не показан) соединен с фонтанной арматурой.

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

Первый 4, второй 6 и третий 8 манометры, первый 5 и второй 7 регулируемые вентили и блок управления 9 образуют измерительно-управляющую систему.

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в них спускают лифтовые колонны (ЛК), состоящие из насосно-компрессорных труб (НКТ), предназначенные 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 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. Чтобы предотвратить самозадавливание скважину глушат специальными жидкостями, извлекают существующую Ж и спускают новые НКТ меньшего диаметра или переводят скважину на эксплуатацию по КЛК.

Технология эксплуатации скважин по КЛК используемая для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным двумя колоннами труб - ЦЛК 2 и НКТ 1, концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. После подъема газа к устью скважины потоки газа соединяются и поступают в газосборный коллектор.

Заявленный способ осуществляют следующим образом.

Производят модернизацию фонтанной арматуры, а именно: снимают буферную задвижку и устанавливают узел подвеса ЦЛК выше крестовины, над ней устанавливают дополнительную крестовину и запорно-регулирующую арматуру, производят обвязку фонтанной арматуры.

В скважину, оборудованную НКТ 1 спускают и устанавливают концентрично с НКТ 1 ЦЛК 2 с образованием МКП 3 между НКТ 1 и ЦЛК 2. Спуск ЦЛК 2 производят без глушения скважины (подвешивают ЦЛК в узле подвеса).

Устанавливают измерительно-управляющую систему (см. фиг. 1). На устье скважины устанавливают первый 4 и второй 6 манометры с электронным выходом, измеряющие давление в ЦЛК 2 (Р_цлк) и в МКП 3(Р_МКП) и передающие измерительные сигналы в блок управления БУ 9. На башмаке ЦЛК 2 устанавливают третий манометр 8 М₃ с электронным выходом, измеряющий давление на забое (Р_заб) и передающий измерительный сигнал в блок управления БУ 9, генерирующий сигналы управления для первого регулируемого вентиля 5 и второго регулируемого вентиля 6. Подсоединяют ДИКТ к измерительно-управляющей системе.

Эксплуатируют скважину тремя этапами: два подготовительных и один рабочий. Подготовительные этапы предназначены для получения исходных данных для расчета рабочего режима.

При эксплуатации скважины на первом этапе осуществляют исследования скважины через ДИКТ для уточнения коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта А и В и определения гидравлических сопротивлений в ЦЛК 2 и МКП 3. На первом этапе вынос ГЖП производится только по МКП 3, а ЦЛК 2 перекрыта.

На втором этапе осуществляют измерение пластового давления и водогазового фактора (ВГФ) и определяют оптимальные режимы эксплуатации скважины. При этом на втором этапе вынос ГЖП производится по ЦЛК 2, по МКП возможно извлечение однофазного газа (ОГ).

На третьем этапе осуществляют эксплуатацию скважины с регулированием ее работы с помощью второго регулируемого вентиля 7 при полностью открытом первом вентиле 5. Измеряют давление на устье в МКП 3 Р_мкп3 (устьевое давление), ЦЛК 2 Р_цлк3 и забойное давление Р_заб3.

Первый этап проводится с периодичностью 1 раз в год. Второй этап проводится с периодичностью 1 раз в сутки. Измерения и перерасчет режимов по третьему этапу осуществляется с периодичностью 1 раз в час.

В начальном периоде осуществления первого этапа эксплуатации скважины первый регулируемый вентиль 5 полностью закрывают, а второй регулируемый вентиль 7 полностью открывают.Таким образом, в начале эксплуатацию скважины проводят только по ЦЛК 2, а МКП перекрыто.

В конечном периоде осуществления первого этапа эксплуатации скважины первый регулирующий вентиль 5 полностью открывают, а второй регулирующий вентиль 7 полностью закрывают.Таким образом, эксплуатацию скважины проводят через МКП 3.

Исследования проводятся на 4-х режимах через ЦЛК 2 и МКП 3 по 30 минут на каждом из режимов. Промежуток времени между режимами составляет не менее 30 минут. На каждом режиме осуществляют измерения дебита на ДИКТе (на чертеже не показан), также посредством первого манометра 4 осуществляют измерение давления на устье МКП 3, посредством второго манометра 4 осуществляют измерение давления на устье ЦЛК 2 и посредством третьего манометра 8 осуществляют измерение давления на башмаке ЦЛК. Результаты упомянутых измерений поступают в БУ 9.

БУ 9 по данным исследований стандартными методами рассчитывает фильтрационные коэффициенты А и В и гидравлические сопротивления ЦЛК 2

λ_цлк и МКП 3 λ_мкп.

На втором этапе первый регулируемый вентиль 5 и второй регулируемый вентиль 7 закрыты.

В простаивающей скважине измеряют давление в ЦЛК 2 Р_цлк посредством второго манометра 6. По значению давления Р_цлк с помощью стандартной барометрической формулы производят расчет текущего пластового давления.

ВГФ определяют по отношению расхода жидкости к дебиту газа.

Расход жидкости определяется по разнице перепада давлений в ЦЛК 2 с однофазным газовым потоком (ОГП) и с газожидкостном потоком (ГЖП) при дебите, не меньшем величины рассчитанной по формуле

где

d - внутренний диаметр ЦЛК, м,

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

z_заб - коэффициент сверхсжимаемости газа на забое в рабочих условиях, б/р;

Т_пл - температура среды в рабочих условиях, К;

- относительная плотность среды по воздуху, б/р;

Р_заб - забойное давление, МПа.

Величину дебита газа Q определяются совместным решением уравнения (1) и уравнения притока (2)

где

Р_заб - забойное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

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

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

Перепад давлений в ОГП ΔР_огп определяют по формуле Адамова А.А. для однофазного газа с использованием измеренной на первом этапе величины гидравлического сопротивления ЦЛК 2 λ_цлк. Перепад давлений в ГЖП ΔР_гжп определяют путем замера разницы между забойным и устьевым давлениями при закрытом первом регулируемым вентиле 5 и полностью открытом втором регулируемом вентиле 7.

Дебит определяют по формуле притока и измеренному забойному давлению

где

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

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

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

Р_заб - забойное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, Мпа.

Дополнительные потери давления за счет наличия жидкости в потоке равны

где

ΔР_доп - дополнительные потери давления за счет наличия жидкости в потоке, МПа;

ΔР_гжп - потери давления в ГЖП, МПа;

ΔР_огп - потери давления в ОГП, МПа.

Расход жидкости определяют по формуле

где

ΔР_доп - дополнительные потери давления за счет наличия жидкости в потоке, МПа;

L - длина лифтовой колонны, м;

d - диаметр лифтовой колонны, м.

Водогазовый фактор ВГФ рассчитывают по формуле

где

q_ж - расход жидкости, л/час;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут.

Определяют минимальную величину дебита в МКП 3, обеспечивающую полный вынос жидкости. Для этого вначале вычисляется соответствующая величина модифицированного параметра Фруда

где

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

- эффективный диаметр МКП, м;

D - внутренний диаметр внешней трубы - основной лифтовой колонны (ОЖ), м;

d_н - внешний диаметр ЦЛК, м;

q_ж - расход жидкости, л/час.

Далее рассчитывают минимальный дебит по МКП:

где

- эффективный диаметр МКП, м;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м3;

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

z_заб - коэффициент сверхсжимаемости газа на забое в рабочих условиях, б/р;

Т_пл - пластовая температура, К;

- относительная плотность газа по воздуху, б/р;

Р_заб - забойное давление, МПа.

Величину дебита в МКП 3 устанавливают по величине забойного давления Р_заб путем регулирования первого регулируемого вентиля 5 при закрытом втором регулируемом вентиле 7. Посредством первого манометра 4 измеряют давление в МКП3 Р_мкп2.

На третьем этапе осуществляют эксплуатацию скважины с регулированием ее работы с помощью второго регулируемого вентиля 7 при полностью открытом первом регулируемом вентиле 5. Измеряют давление на устье в МКП 3 Р_мкп3 (устьевое давление) с помощью первого манометра 4, измеряют давление на устье ЦЛК2 Р_цлк3 с помощью второго манометра 6, а также измеряют забойное давление Р_заб3 с помощью третьего манометра 8.

По величинам устьевого давления Р_мкп3, минимального дебита в МКП 3 Q_{мкп мин} и величине суммарного расхода жидкости производят перерасчет минимального забойного давления Р_{заб мин}. По уравнению притока (2) производят уточнение рабочего дебита Q_paб, соответствующего забойному давлению Р_{заб мин}.

По величинам забойного давления и дебита Q_цлк=Q_paб - Q_{мкп мин} по формуле Адамова А.А. рассчитывают устьевое давление в ЦЛК Р_цлк3.

Регулировкой второго регулируемого вентиля 7 устанавливают дебит в ЦЛК 2 Q≤Q_цлк, что обеспечивается одновременным выполнением двух условий: давление в ЦЛК не меньше чем давление на устье ЦЛК, а забойное давление не меньше чем минимальное забойное давление

В качестве расчетного примера рассмотрим скважину со следующими характеристиками:

- диаметры: внутренний диаметр внешней трубы (основной лифтовой колонны) D=0,1 м; внутренний диаметр ЦЛК d=0,052 м; внешний диаметр ЦЛК d_н=0,06 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 T_уст=283 К;

- относительная плотность газа по воздуху

- плотность жидкости ρ_ж=1000 кг/м3;

- коэффициенты гидравлического сопротивления ЦЛК λ_цлк=0,014 и МКП λ_мкп=0,025;

- А=2,7⋅10^-2 МПа²/(тыс.м³/сут);

- В=2,5⋅10^-5 МПа²/(тыс.м³/сут)².

Расчет режима работы скважины по КЛК производится методом характеристик (совмещение характеристики пласта и каналов МКП и ЦЛК). При выборе корректного режима работы скважины по КЛК учитывают продуктивные характеристики пласта, характеристики образованных каналов (МКП и ЦЛК), а также ВГФ (удельное количество жидкости на 1 м³ (1000 м³) газа). Кроме того, для корректного управления режимами работы скважины и предупреждения скопления жидкости на забое необходимо учитывать взаимное влияние дебита скважины и величин давления на забое и на устье скважины.

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.3 приведена последовательность расчетов по внутреннему циклу ствола скважины «сверху вниз».

Для текущей ячейки рассчитывается приведенный параметр Фруда для МКП по формуле:

где

- эквивалентный диаметр МКП, м,

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

- относительная плотность газа по воздуху, б/р;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях, б/р;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

Т- температура газа в ячейке, К;

Р - давление в ячейке, МПа.

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

5) Приведенные потери давления в МКП рассчитывают по формулам:

где

- приведенный параметр Фруда по газу для МКП (б/р, см. формулу (7));

i₀ - минимальная величина безразмерных потерь давления, б/р;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;

Bu - параметр Бузинова, б/р;

Параметр Бузинова Bu для кольцевых потоков определяется выражением

где число Фруда по жидкости для кольцевого потока равно

где q_ж - расход жидкости, м³/с;

- эквивалентный диаметр МКП, м,

D_г=D-d_н - гидравлический диаметр МКП, м,

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

число Этвеша равно

(14)

где σ - поверхностное натяжение жидкости, н/м;

D_г=D-d_н - гидравлический диаметр МКП, м,

g - ускорение свободного падения, м²/с,

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Параметр определяется из выражения

где D_г=D-d_н - гидравлический диаметр МКП, м.

При (на правой ветви характеристики ГЖП)

при (на средней ветви)

при (на левой ветви)

где использованы вспомогательные безразмерные параметры

Совокупность формул (10) - (21) представляет собой эмпирическую гидродинамическую модель стационарных ГЖП в кольцевых каналах;

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

где

Р_вх - давление на входе в ячейку, МПа;

Р_вых - давление на выходе из ячейки, МПа;

i - безразмерные потери давления в ячейке (17);

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

- относительная плотность газа по воздуху, б/р;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

Т - температура в ячейке, К;

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

ΔL - длина ячейки, м.

6) Давление в следующей (нижерасположенной) части 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 (22), МПа.

7) Разницу температур между ячейками ствола определяют по следующей формуле

ΔT - разница 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 соседними ячейками.

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

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

где

Р_заб - забойное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

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

В - 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 скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных насосно-компрессорной трубой (НКТ). Способ заключается в том, что без глушения скважины в нее спускают центральную лифтовую колонну (ЦЛК) и устанавливают ее с образованием межколонного пространства (МКП). Осуществляют эксплуатацию скважины сначала по ЦЛК, а затем через МКП с измерением давлений на устье и на башмаке, а также измерением дебита посредством диафрагменного измерителя критического течения. Рассчитывают фильтрационные коэффициенты А и В и гидравлические сопротивления в ЦЛК и в МКП. Перекрывают пространство ЦКЛ и МКП, измеряют давление в ЦЛК и производят расчет текущего пластового давления. Определяют расход жидкости и дебит газа, по которым определяют водогазовый фактор. Определяют значения эффективного диаметра и гидравлического радиуса МКП, значения температуры и плотности жидкости, а также значения забойного давления и коэффициента сверхсжимаемости газа на забое. С учетом этих значений определяют минимальную величину дебита в МКП, обеспечивающую полный вынос жидкости. Осуществляют эксплуатацию скважины по МКП и ЦЛК с регулированием посредством изменения дебита через ЦЛК. Измеряют давления на устье и забойное давление. Рассчитывают минимальное забойное давление, по которому уточняют рабочий дебит ГЖП. Рассчитывают устьевое давление в ЦЛК. Устанавливают в скважине величину дебита равную величине упомянутого дебита ГЖП ЦЛК и ведут дальнейшую эксплуатацию скважины. Техническим результатом является увеличение производительности скважины и повышении эффективности работы ее работы. 3 ил.

Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных насосно-компрессорной трубой (НКТ), заключающийся в том, что без глушения скважины в нее спускают центральную лифтовую колонну (ЦЛК) и устанавливают ее концентрично с НКТ с образованием межколонного пространства (МКП), после чего осуществляют эксплуатацию скважины сначала по ЦЛК, а затем через МКП, при этом осуществляют измерение давлений на устье МКП, давлений на устье ЦЛК и давлений на башмаке ЦЛК, а также измерение дебита посредством диафрагменного измерителя критического течения, по значениям измеренных давлений и дебита рассчитывают фильтрационные коэффициенты А и В и гидравлические сопротивления в ЦЛК и в МКП, далее перекрывают пространство ЦКЛ и МКП и в простаивающей скважине измеряют давление в ЦЛК, с учетом которого производят расчет текущего пластового давления, определяют расход жидкости и дебит газа, по которым определяют водогазовый фактор, затем определяют значения эффективного диаметра и гидравлического радиуса МКП, значения температуры и плотности жидкости, а также значения забойного давления и коэффициента сверхсжимаемости газа на забое в рабочих условиях, затем с учетом этих значений определяют минимальную величину дебита газожидкостного потока (ГЖП) в МКП, обеспечивающую полный вынос жидкости, после чего осуществляют эксплуатацию скважины по МКП и ЦЛК с регулированием эксплуатации скважины посредством изменения дебита ГЖП через ЦЛК, при этом измеряют давление на устье в МКП, давление на устье ЦЛК и забойное давление, по величинам упомянутых измеренных давлений на устье, величине минимального дебита в МКП и величине расхода жидкости рассчитывают минимальное забойное давление, по которому уточняют рабочий дебит ГЖП, далее устьевое давление в ЦЛК рассчитывают с учетом величины забойного давления и величины дебита ГЖП ЦЛК, который определяют как разницу между рабочим дебитом ГЖП и минимальным дебитом в МКП, после чего устанавливают в скважине величину дебита, равную величине упомянутого дебита ГЖП ЦЛК, и ведут дальнейшую эксплуатацию скважины.