Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 125

Применение раздельной механизированной добычи жидкости на газовых скважинах позволит ввести в эксплуатацию нерабо­тающие обводненные скважины и организовать добычу защемлен­ного газа и конденсата. Естественно, что эту задачу необходимо решать в рамках экономической целесообразности предлагаемой технологии.

На рис. 1 представлена схема компоновки газовой скважины с добычей пластовой продукции с использованием глубинного вин­тового насоса.

В НКТ 5 "спускается второй лифт 2 3/8" для подачи воды на дневную поверхность. На расчетной глубине второго лифта уста­навливается глубинный винтовой насос, а ниже насоса обратный клапан.

При монтаже винтового насоса статор спускается в скважину вместе с трубами второго лифта, а ротор, присоединенный к ниж­ней части насосной штанги, вводится внутрь статора (если исполь­зуется вставной винтовой насос, то нет необходимости спускать его вместе с НКТ, спуск его осуществляется после спуска НКТ). При­водное оборудование устья скважины (непосредственного или гид­равлического действия) проектируется так, чтобы обеспечивать вращение и выдерживать вес штанг и ротора, а также силу, с кото­рой столб жидкости в лифте действует на ротор.

Глубина установки насоса определяется исходя из величины забойного давления и характеристик насоса. Привод насоса осуще­ствляется электродвигателем через штангу, вращающую ротор вин­тового насоса. Электродвигатель с редуктором устанавливается на

91

Поднятую на дневную поверхность пластовую жидкость по специальному трубопроводу доставляют до УКПГ. Основную про­дукцию скважин - газ добывают по затрубному пространству (НКТ1 - НКТ2). Для доставки добытого газа до УКПГ используется имеющаяся система сбора, которая при работе только с газом (практически однофазный режим движения) будет иметь гораздо меньшее гидравлическое сопротивление, чем при транспортировке смеси газ-жидкость.

Таким образом, суть технологии заключается в раздельной добыче газа и жидкости из скважин, что позволит увеличить де­прессию на пласт при том же давлении на входе в УКПГ, а значит и увеличить добычу газа. Кроме того, механизированная добыча жидкости обеспечит добычу накапливаемого в призабойной зоне конденсата, уменьшит объем защемленного газа и замедлит темпы обводнения месторождения.

Работа газовой скважины с механизированной добычей пла­стовой жидкости определяется забойным давлением, которое зави­сит от характеристики призабойной зоны и назначенного давления на БВН. Под характеристикой призабойной зоны понимается зави­симость величины притока газа в скважину от депрессии. Кроме того, по новой технологии газ движется в скважине по кольцевому зазору между лифтом, по которому добывается жидкость, и вторым лифтом (рис.1).

Зная давление газа на БВН и геометрические параметры сис­темы (длины, диаметры и др.), строится зависимость давления газа на забое скважины от расхода (дебита) газа. С другой стороны, нам известны характеристики пласта у данной скважины, т.е. зависи­мость забойного давления и притока газа к скважине. (Эта зависи­мость может быть определена при помощи средних значений де­прессии и дебита для данной зоны месторождения). Пересечение характеристик определяет точку работы данной скважины, т.е. ка­кими будут значения забойного давления, дебита газа при заданном значении давления на БВН для данной скважины.