Способ комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин и система для его осуществления
METHOD FOR COMPLEX PRODUCTION OF HYDROCARBONS FROM OIL AND GAS CONDENSATE WELLS AND A SYSTEM FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к технологиям комплексной разработки углеводородных месторождений с помощью многофункциональных горизонтальных скважин.
Известны способы добычи различных углеводородных компонентов из одной скважины (см., например патенты RU №№ 2018638, МПК E21B43/18, опубликован 30.08.1994 г; 2196882, МПК E21B43/00, опубликован 20.01.2003 г.), в процессе которых разобщают пакером интервалы вскрытия газовой шапки и нефтенасыщенной части пласта и осуществляют одновременно раздельный отбор жидкости из нефтенасыщенной части пласта и газа из газовой шапки.
Известные способы предназначены для одновременной раздельной добычи нефти и газа и их реализация возможна только в случаях четкой границы между газовой и нефтяной углеводородными составляющими.
Известен способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором (см. патент RU № 2627797, МПК E21B43/00, опубликован 11.08.2017 г.), включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования таким образом, что в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.
Известный способ является одним из вариантов напорного газлифта и ориентирован на добычу нефтяной составляющей, соответственно в ущерб газовой.
Наиболее близкими к предложенному техническому решению являются способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления (см. патент RU № 2667182, МПК E21B43/12, F04B47/02, опубликован 17.09.2018 г.), принятые в качестве ближайших аналогов.
Способ заключается в подъеме жидкости глубинным штанговым насосом с использованием попутного газа из межтрубного пространства через перепускной клапан в полость насосно-компрессорных труб, причем для подъема жидкости из скважины используют насос с хвостовиком, потенциальная производительность которого на 25-30% больше притока из пласта в скважину, а после подъема из скважины жидкости без остановки работы штангового насоса в межтрубное пространство из системы нефтесбора дозировано через многофункциональный устьевой клапан подают скважинную жидкость в течение времени, необходимого для выравнивания давлений в межтрубном пространстве и в линии нефтесбора, затем межтрубное пространство задвижкой, установленной на устьевой арматуре, отсекают от линии нефтесбора, а накопленный в межтрубном пространстве газ дросселируют через газоперепускной клапан, установленный на расчетной глубине.
Устройство для осуществления данного способа содержит  арматуру устья скважины с манифольдом, запорными задвижками для управления работой скважины, устьевым клапаном для стравливания газа из межтрубного пространства в нефтесборный коллектор, внутрискважинное оборудование, включающее спущенные на расчетную глубину на насосно-компрессорных трубах газоперепускной клапан и установку скважинного штангового насоса с фильтром, оснащенную хвостовиком, составленным из насосно-компрессорных труб, а газоперепускной клапан выполнен в виде компактной цилиндрической конструкции, с широким центральным проходным каналом, при этом устьевая арматура снабжена многофункциональным устьевым клапаном с возможностью пропускать через себя дозированный объем жидкости из системы нефтесборной сети в скважину, а скважинный насос на приеме оснащен муфтой с размещенным в ней штуцером для пропуска газа.
Известные способ и устройство обеспечивают возможность вывода малодебитных скважин с большим содержанием газа на длительный стационарный режим работы скважин с минимальными рисками срыва подачи насоса, заклинивания плунжера в цилиндре насоса. Однако они также предназначены для одновременной раздельной добычи нефти и газа, и реализация с их помощью добычи из одной скважины на разных этапах эксплуатации сначала нефти, затем нефти с высоким газовым фактором и затем газа из газовой/газоконденсатной шапки невозможна.
Техническая задача, решаемая заявляемым изобретением, заключается в создании системы, обеспечивающей добычу нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой или газоконденсатной шапки, которую c ростом обводненности можно перевести в разряд газодобывающих скважин.
Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в обеспечении возможности эксплуатации многофункциональной скважины на разных этапах последовательно в качестве нефтяной и затем в качестве газовой. Кроме того, обеспечивается возможность добычи нефти с высоким газовым фактором.
Технический результат достигается за счет того, что в способе комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин, включающем монтаж содержащей зону перфорации эксплуатационной колонны с хвостовиком, спуск в эксплуатационную колонну колонны насосно-компрессорных труб с эксплуатационным оборудованием и герметизацию пространства между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной с помощью двух пакеров, один из которых устанавливают ниже, а другой выше зоны перфорации эксплуатационной колонны, далее на первом этапе осуществляют откачку нефти из нефтяной оторочки пласта через горизонтально установленный в нефтяной оторочке пласта хвостовик эксплуатационной колонны при закрытом клапане контроля притока газа, размещенном на колонне насосно-компрессорных труб между пакерами, подавая нефть по шлейфу низкого давления в установку подготовки нефти, на втором этапе с ростом обводненности добываемой продукции до прекращения фонтанирования или при снижении дебита нефти до экономически рентабельного предела, ниже которого скважина перестает окупать операционные затраты, производят отсечку хвостовика и осуществляют откачку газа из газовой или газоконденсатной шапки через зону перфорации в эксплуатационной колонне при открытом клапане притока газа, подавая газ по первому шлейфу высокого давления в установку комплексной подготовки газа (УКПГ).
Кроме того, при прорыве газа из газовой или газоконденсатной шапки в процессе откачки нефти на первом этапе возможно осуществление совместной откачки нефти из нефтяной оторочки и прорывного газа через хвостовик эксплуатационной колонны при закрытом клапане контроля притока газа и подачи полученной нефтегазовой смеси по шлейфу низкого давления в установку подготовки нефти (УПН), а при увеличении объема попутного и прорывного газа выше максимально допустимого для установки подготовки нефти, переключение подачи нефтегазовой смеси во второй шлейф высокого давления на сепарацию, после которой отделенную нефть направляют в УПН, а газ – в УКПГ.
Кроме того, попутный и/или прорывной газ, отделенный на УПН, возможно компримировать и направлять в УКПГ.
Также заявляемый технический результат достигается за счет того, что в системе осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин, содержащей многофункциональную скважину и подсистему сбора и подготовки продукции многофункциональной скважины, многофункциональная скважина включает эксплуатационную колонну обсадных труб, установленную внутри нее колонну насосно-компрессорных труб и установленное в верхней части обеих колонн устьевое оборудование, эксплуатационная колонна обсадных труб содержит зону перфорации в области газовой или газоконденсатной шапки, в затрубном пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной расположены два герметизирующих пакера, один ниже зоны перфорации эксплуатационной колонны, а второй – выше, при этом колонна насосно-компрессорных труб содержит расположенные между пакерами глубинный датчик давления и температуры и клапан контроля притока газа из эксплуатационной колонны, подсистема сбора и подготовки продукции многофункциональной скважины включает соединенные с устьевым оборудованием через штуцер и клапаны два шлейфа высокого давления и один шлейф низкого давления, шлейф низкого давления соединен с установкой подготовки нефти, первый шлейф высокого давления соединен с установкой комплексной подготовки газа, а второй шлейф высокого давления соединен с двухступенчатым сепаратором, выход по газу первой ступени сепаратора соединен с первым шлейфом высокого давления, выход по газу и жидкости второй ступени сепаратора соединен со шлейфом низкого давления.
Кроме того, в системе осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин выход установки подготовки нефти по попутному нефтяному газу может быть соединен с входом компрессорной установки, которая своим выходом соединена с установкой комплексной подготовки газа.
Кроме того, в системе осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин первый шлейф высокого давления может быть соединен с установкой комплексной подготовки газа через дожимную компрессорную станцию.
Кроме того, в системе осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин в колонне насосно-компрессорных труб выше пакеров может быть установлена циркуляционная муфта.
Кроме того, в системе осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин в колонне насосно-компрессорных труб ниже пакеров может быть установлен отсечной клапан.
В заявляемом изобретении используется многофункциональная горизонтальная скважина, пробуренная под газонефтяной контакт (ГНК) с целью добычи нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой или газоконденсатной шапки и прорывного газа, c ростом обводненности переводимая в разряд газодобывающих вертикальных с отсечением обводнившегося горизонтального ствола и вскрытием верхней газонасыщенной части.
Многофункциональность скважины заключается в изменении ее целевого назначения на различных этапах эксплуатации:
- в зависимости от термодинамических процессов, протекающих в пласте, динамики обводнения и газового фактора после прорыва конусов газа и/или воды к забою, темпов снижения пластового давления, продуктивности;
- при снижении дебита нефти до экономически рентабельного предела, ниже которого скважина перестает окупать операционные затраты;
- с прекращением фонтанирования из-за прорыва воды к забою;
- с ростом газового фактора и устьевого давления из-за прорыва газа из газовой или газоконденсатной шапки и достижением линейным давлением предельного значения, при котором возможна безаварийная эксплуатация в сеть низкого давления;
- при изменении конъюнктуры рынка и целесообразности смещения акцента с добычи нефти в сторону добычи газа и наоборот и др.
Способ комплексной добычи углеводородов (нефти, газа и газового конденсата) из многофункциональной скважины предусматривает 3 основных этапа.
Этап 1. Многофункциональная скважина является нефтяной, горизонтальный ствол которой размещается под ГНК и основной ее функцией на этом этапе жизни является добыча нефти из нефтяной оторочки.
Этап 2. С дальнейшим ростом обводненности и достижением доли воды в продукции критического значения, при котором фонтанирование невозможно, а также при снижении дебита нефти до экономически рентабельного предела скважина переводится в разряд газодобывающих вертикальных с отсечением обводнившегося горизонтального ствола и дальнейшей эксплуатацией только вышележащего газонасыщенного интервала газовой или газоконденсатной шапки.
Промежуточный этап. С прорывом газа из газовой или газоконденсатной шапки к стволу скважины в ходе её эксплуатации на этапе 1, сопровождающимся ростом газового фактора и устьевого давления, скважина переводится в разряд нефтяных с высоким газовым фактором. Ее основная функция на этом этапе – добыча нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой или газоконденсатной шапки.
Заявляемое изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена концептуальная схема многофункциональной скважины со скважинным оборудованием, на фиг. 2 - схема подсистемы сбора и подготовки продукции многофункциональной скважины.
Система осуществления способа комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин содержит многофункциональную скважину и подсистему сбора и подготовки продукции многофункциональной скважины.
Многофункциональная скважина содержит эксплуатационную колонну 12 обсадных труб со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 с затрубным пространством 6 и объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием 13.
Эксплуатационная колонна 12 служит для укрепления скважины, разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа.
Устьевое оборудование 13 включает колонную головку 14 со смонтированной на ней трубной головкой 15, на которой подвешены снизу образующие колонну НКТ 5 с подземным эксплуатационным оборудованием. Колонная головка 14 приваривается к обсадной колонне  на поверхности и обеспечивает фланцевое соединение между обсадной колонной на поверхности и противовыбросовым оборудованием во время бурения; внутреннюю конфигурацию для установки клиновой подвески и изоляции, чтобы удерживать и изолировать эксплуатационную колонну 12, выходы для установки задвижек, контролирующих затрубное пространство 6. Трубная головка 15 представляет из себя катушку с двумя фланцами, которая устанавливается на колонную головку 14. Она обеспечивает внутреннюю конфигурацию для установки муфтовой подвески НКТ 5, выходы для установки задвижек, контролирующих затрубное пространство 6 между эксплуатационной колонной 12 и НКТ 5.
НКТ 5 используются для транспортировки газа или жидкого флюида из скважины на поверхность. Для обеспечения герметичности и надежности скрепление НКТ 5 производится резьбовым соединением. Колонна НКТ 5 содержит следующие основные элементы подземного эксплуатационного оборудования, включающие: гидравлический пакер 3, клапан 9 контроля притока, глубинный датчик 7 давления и температуры, гидравлический пакер 11, гидравлические или электрические линии 2 клапана 9 контроля притока, циркуляционную муфту 4, пробку или отсечной клапан 10 для отсечения обводнившегося горизонтального ствола, хвостовик 1.
Гидравлический пакер 3 предназначен для изоляции заколонного пространства между головой хвостовика 1 и эксплуатационной колонной 12. Гидравлический пакер 3 имеет полнопроходной внутренний диаметр, позволяющий беспрепятственно проводить работы внутри хвостовика 1. Спуск и установка пакера 3 осуществляется с помощью специального посадочного инструмента на бурильных трубах.
Гидравлический пакер 11 герметизирует затрубное пространство над газонасыщенным пластом и имеет порты (байпасные проходы) для проведения через них гидравлических или электрических линий клапана 9 контроля притока. Элементы пакера 11 – шлипсы, удерживающие пакер 11 в эксплуатационной колонне 12, и резиновый элемент, обеспечивающий изоляцию затрубного пространства 6. Гидравлический пакер 11 устанавливается в составе колонны НКТ 5, спускается на требуемую глубину и активируется при создании перепада давления между трубным и затрубным пространством.
Клапан 9 контроля притока служит для регулирования потока газа из газонасыщенной части пласта – газовой или газоконденсатной шапки. Клапан 9 контроля притока имеет несколько различных по величине штуцера позиций открытия и одну полностью закрытую позицию. Такая система позволяет гибко, с учетом меняющихся со временем параметров скважины, регулировать процесс газлифта и останавливать его в случае необходимости. Клапан 9 может управляться гидравлически или электрически с поверхности через гидравлические или электрически линии 2. Для регулирования процесса газлифта не требуется глушение скважины и привлечение бригад капитального ремонта скважин (КРС) и ГНКТ. В случае гидравлического управления гидравлические линии выходят на поверхность и переключаются при помощи создания перепада давления между линиями, для чего фонтанную арматура скважины оборудована специальными выводами для подключения насоса. В случае электрического клапана 9 контроля притока поступление газа в колонну НКТ 5 регулируется с поверхности по электрическому кабелю, по которому также передаются показания забойных давлений и температур с глубинного датчика 7. Регулируемый электрический клапан 9 контроля притока работает не по принципу смены позиции штуцера, а по доле открытия проходного сечения – игольчатый клапан.
Циркуляционная муфта 4 является скважинным устройством, которое устанавливается в составе НКТ 5 и обеспечивает сообщение между НКТ 5 и затрубным пространством 6. Компоновка оборудуется циркуляционной муфтой 4 с целью получения возможности глушения скважины в случае проведения капитального ремонта, открытия и закрытия сообщения НКТ 5 с пластом, проведения кислотных обработок призабойной зоны (ОПЗ), перенаправления потока из НКТ 5 в затрубное пространство 6 или обратно. Для предотвращения гидратообразования над циркуляционной муфтой 4 может быть предусмотрен ингибиторный клапан для подачи метанольного раствора по затрубному пространству 6 через отдельную линию. Для установки ингибиторного клапана предусмотрен специальный вывод для трубки для подачи метанола в фонтанной арматуре.
Глубинный датчик 7 для замера давления и температуры, установленный над клапаном 9 контроля притока, измеряет давление и температуру как в колонне НКТ 5, так и в затрубном пространстве 6. Кабель постоянный забойный соединяет глубинный датчик 6 с устройством регистрации и обработки данных на поверхности, которое записывает и обрабатывает данные, и обеспечивает электропитанием глубинные манометры.
Спуск специальной пробки на ГНКТ либо установка отсечного клапана 10 в составе компоновки обеспечивают возможность полного перекрытия нефтяной оторочки в случае обводнения и перевода скважины на газовый характер работы (изоляцию обводнившейся нефтяной оторочки).
Компоновка многофункциональной скважины предусматривает спуск хвостовика 1, который подвешивается с предыдущей колонны на подвеске без цементирования.
Гидравлические / электрические линии 2 клапана 9 контроля притока обеспечивают регулировку поступления газа из газовой или газоконденсатной шапки в колонну НКТ 5, а также передачу показаний забойных давлений и температур с датчика 7.
Конструкция многофункциональной скважины предусматривает возможность как приобщения газонасыщенного интервала газовой или газоконденсатной шапки с помощью клапана 9 контроля притока, установленного напротив, либо выше интервала газовой или газоконденсатной шапки в процессе разработки для организации внутрискважинного бескомпрессорного газлифта, так и отсечения обводнившейся горизонтальной секции скважины либо путем спуска пробки с помощью гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), либо путем установки дополнительного отсечного клапана 10 с достижением доли воды в продукции критического значения, при котором фонтанирование скважины невозможно.
Подсистема сбора и подготовки продукции многофункциональной скважины, включает соединенные с устьевым оборудованием 13 через клапаны 27, 26 и 29 шлейф 17 низкого давления, первый шлейф 22 высокого давления и второй шлейф 30 высокого давления. Шлейф 17 низкого давления соединен с установкой 18 подготовки нефти (УПН). Первый шлейф 22 высокого давления соединен через дожимную компрессорную станцию (ДКС) 20 с установкой 21 комплексной подготовки газа (УКПГ). Второй шлейф 30 высокого давления соединен с двухступенчатым сепаратором с первой ступенью 23 сепарации и второй ступенью 25 сепарации.
Шлейф 19 соединяет выход первой ступени 23 сепарации по газу с первым шлейфом 22 высокого давления. Выход первой ступени 23 сепарации по жидкости соединен шлейфом 28 с входом второй ступени 25 сепарации, которая своим выходом соединена шлейфом 16 с УПН 18.
Выход УПН 18 по газу соединен с УКПГ 21 через компрессорную установку 24 для компримирования попутного нефтяного газа.
Переключение многофункциональной скважины из шлейфа 17 низкого давления в шлейфы 30 и 22 высокого давления осуществляется путем открытия и закрытия клапанов 26, 27 и 29. Скважина эксплуатируется в шлейф 17 низкого давления в случае, когда клапаны 26 и 29 закрыты, а клапан 27 находится в открытом положении. Скважина эксплуатируется в шлейф 30 высокого давления в случае, когда клапан 26 открыт, а клапаны 27 и 29 находятся в закрытом положении. Скважина эксплуатируется в шлейф 22 высокого давления в случае, когда клапан 29 открыт, а клапаны 26 и 27 находятся в закрытом положении.
Установка подготовки нефти (УПН) 18 - комплекс оборудования, включающий насосы, резервуары-отстойники, сепараторы, электродегидраторы, конденсаторы, теплообменники и другие элементы, предназначенные для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти до ее подачи в магистральный нефтепровод.
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) 21 представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. Товарной продукцией УКПГ 21 являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат. Промысловая обработка газа на УКПГ 21 состоит из следующих этапов: абсорбционная или адсорбционная сушка; низкотемпературная сепарация или абсорбция; масляная абсорбция. На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции. На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.
Штуцер 31 – это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцер 31 изготавливается из износостойкой стали. Чем меньше отверстие в штуцере 31, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит.
Шлейфы 16, 17 низкого давления и шлейфы 30, 19 высокого давления– трубопроводы, предназначенные для транспортирования пластовой смеси от многофункциональной скважины до УПН 18 и УКПГ 21. Шлейф высокого давления 22 предназначен для сбора и транспортировки продукции многофункциональной скважины на этапе ее эксплуатации в качестве газодобывающей скважины.
Двухступенчатый сепаратор с первой ступенью 23 сепарации (высокое давление) и второй ступенью 25 сепарации (низкое давление) необходим для разделения скважинной продукции и дальнейшего ее направления на УПН 18 и УКПГ 21.
ДКС 20 предназначена для повышения давления добываемого газа до значений, требуемых как на входе в УКПГ 21 (для обеспечения рабочих параметров технологического процесса подготовки газа).  На начальной стадии эксплуатации месторождений (как правило 1-3 года) ДКС не входит в состав системы. ДКС как правило подключают позже, когда падает пластовое давление, а вслед за ним устьевое давление и давление в системе сбора.
Компрессорная установка 24 предназначена для компримирования (сжатия) попутного нефтяного газа и его последующей транспортировки с УПН 18 до УКПГ 21.
Способ добычи нефти, газа и газового конденсата осуществляется следующим образом.
Этап 1. Добыча нефти из нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи
На первом этапе эксплуатации многофункциональная скважина работает в режиме нефтяной, горизонтальный ствол которой размещен ниже ГНК на расстоянии до 1/3 нефтенасыщенной толщины. В скважину спускают НКТ 5 до глубины головы хвостовика 1 и выполняют перфорацию 8 эксплутационной колонны 12 в зоне газонасыщенного интервала газовой или газоконденсатной шапки.
Клапан 9 контроля притока газа из газонасыщенного интервала газовой или газоконденсатной шапки закрыт, и скважина эксплуатируется на нефтяную часть фонтанным способом с регулировкой дебита и давления на устье при помощи штуцера 31.
Сбор добываемого сырья многофункциональной скважины реализован посредством трехтрубной системы сбора, включающую одну низконапорную и две высоконапорных системы.
Продукция скважины поставляется на УПН 18 по шлейфу 17 низкого давления.
Продукцией УПН 18 после сепарации и подготовки является товарная нефть, которая в дальнейшем подается в систему внешнего транспорта. В составе УПН 18 предусмотрена компрессорная установка 24, предназначенная для компримирования попутного нефтяного газа до давления, необходимого для процесса подготовки на УКПГ 21. После компримирования попутный нефтяной газ с УПН 18 направляется на УКПГ 21 для дальнейшей подготовки и подачи в систему внешнего транспорта.
Этап 2. Добыча газа и конденсата из газовой/газоконденсатной шапки нефтегазоконденсатной залежи
С ростом обводненности, сопровождающимся увеличением потерь давления по стволу скважины, а также в случае снижения дебита нефти до экономически рентабельного предела, ниже которого скважина перестает окупать операционные затраты на данном этапе эксплуатации, в многофункциональной скважине производят приобщение вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки и организацию внутрискважинного бескомпрессорного газлифта. В таком случае смещение акцента в сторону добычи газа позволяет осуществлять дальнейшую рентабельную эксплуатацию многофункциональной скважины. Концептуально организация внутрискважинного бескомпрессорного газлифта в многофункциональной скважине заключается в следующем: газ поступает через интервал перфорации 8 в межпакерное затрубное пространство 6 компоновки, откуда его поток в колонну НКТ 5 и смешивание с нефтяным флюидом регулируется специальным клапаном контроля 9 притока газа гидравлически или электрически с поверхности через гидравлические или электрические линии 2. Газ, поступая в НКТ 5, снижает забойное давление и увеличивает депрессию, создаваемую на нефтяную оторочку пласта, образуя естественный газлифт. Для предотвращения опережающего движения газа по НКТ 5 и полной блокировки добычи из нефтяного горизонтального ствола в конструкции компоновок предусмотрена возможность регулирования поступления газа забойными штуцерами клапана 9 контроля притока из газовой или газоконденсатной шапки. Смена забойных штуцеров осуществляется гидравлически с поверхности, либо с помощью ГНКТ, либо по электрическому кабелю.
С ростом обводненности, а также в случае снижения дебита скважины она переводится в разряд газодобывающих вертикальных с отсечением обводнившегося горизонтального ствола и дальнейшей эксплуатацией только вышележащего газонасыщенного интервала газовой или газоконденсатной шапки.
Отсечение обводившегося горизонтального ствола производится либо путем спуска пробки с помощью ГНКТ, либо путем установки дополнительного отсечного клапана 10.
После отсечения обводившегося горизонтального ствола производят полное открытие забойных штуцеров клапана 9 контроля притока газа из газовой или газоконденсатной шапки гидравлически с поверхности, либо с помощью ГНКТ, либо по электрическому кабелю.
После отсечения обводившегося горизонтального ствола скважину переключают в шлейф 22 высокого давления, и продукция многофункциональной скважины с высоким устьевым давлением по шлейфу 22 подается на УКПГ 21 для отделения от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей, и подготовки товарных сухого газа и газового конденсата.
Промежуточный этап. Добыча нефти из нефтяной оторочки и прорывного газа и конденсата из газовой или газоконденсатной шапки нефтегазоконденсатной залежи.
В случае прорыва газа из газовой или газоконденсатной шапки к забою скважины, сопровождающегося ростом газового фактора, устьевого и линейных давлений производят штуцирование. Штуцирование предполагает изменение размеров штуцера 31 от максимально возможного до минимального в случае, если линейное давление после штуцера 31 становится выше значения, при котором возможна безаварийная эксплуатация в сеть низкого давления.
На первом этапе эксплуатации основной функцией многофункциональной скважины является добыча нефти из нефтяной оторочки. В случае присутствия непроницаемого глинистого барьера между стволом скважины и ГНК прорывов конусов газа к забою не происходит, и скважина практически на всем протяжении эксплуатации работает в сеть низкого давления через шлейф 17.
С прорывом газа из газовой или газоконденсатной шапки к стволу скважины, сопровождающимся ростом газового фактора и устьевого давления скважина переводится в разряд «нефтяных с высоким газовым фактором». Ее основная функция на этом этапе эксплуатации - добыча нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой или газоконденсатной шапки.
В процессе эксплуатации может возникнуть ситуация, когда скважина будет зажата (штуцер 31 имеет минимальный размер), но из-за прорыва газа к забою линейное давление после штуцера 31 превысит допустимое по технике безопасности значение, и дальнейшая эксплуатация скважины в шлейф низкого давления 17 станет невозможной. В этом случае, производят переключение многофункциональной скважины из шлейфа 17 низкого давления в шлейф 30 высокого давления с целью продолжения ее дальнейшей эксплуатации. В случае, если объем попутного и прорывного газа, поступающего на УПН 18 вместе с нефтью и конденсатом по шлейфу 17 низкого давления, превысит максимально допустимый объем газа, который УПН 18 может подготовить, производят переключение многофункциональной скважины из шлейфа 17 низкого давления в шлейф 30 высокого давления.
При переключении многофункциональной скважины из шлейфа 17 низкого давления в шлейф 30 высокого давления скважина переходит на последующий этап эксплуатации, где ее основной функцией помимо добычи нефти и попутного газа из нефтяной оторочки, также является еще и добыча значительных объемов прорывного газа и конденсата из газовой/газоконденсатной шапки. После переключения многофункциональной скважины из шлейфа 17 низкого давления в шлейф 30 высокого давления продукция скважин с высоким устьевым давлением по шлейфу 30 высокого давления поступает на отдельный двухступенчатый сепаратор высокого давления. После первой ступени 23 сепарации (высокое давление) высоконапорный газ под собственным давлением подается по шлейфу 19 на ДКС 20, а затем на УКПГ 21, а отсепарированные нефть и конденсат поступают по шлейфу 28 на вторую ступень 25 сепарации (низкое давление). После второй ступени 25 сепарации отсепарированные газ, нефть и конденсат по шлейфу 16 совместно поставляются на УПН 18 для дальнейшей подготовки нефти и сдачи ее в систему внешнего транспорта.
Заявляемое техническое решение обеспечивает возможность последовательной добычи различных типов углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин без промежуточных изменений системы добычи, дополнительных монтажных/демонтажных работ.