RU2114284C1 - Method and device for removing liquid from gas-condensate well - Google Patents
Method and device for removing liquid from gas-condensate well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2114284C1 RU2114284C1 RU96113500/03A RU96113500A RU2114284C1 RU 2114284 C1 RU2114284 C1 RU 2114284C1 RU 96113500/03 A RU96113500/03 A RU 96113500/03A RU 96113500 A RU96113500 A RU 96113500A RU 2114284 C1 RU2114284 C1 RU 2114284C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- valve
- chamber
- well
- accumulation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости из газоконденсатной скважины. The invention relates to the oil and gas industry and is intended to remove fluid from a gas condensate well.
Известен способ удаления жидкости из газовой скважины путем газлифта и установка для его осуществления, заключающийся в последовательном создании репрессии и депрессии на пласт в начальный момент эксплуатации скважины для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта. Затем, используя струйный аппарат, переходят к газлифтному способу выноса жидкости из скважины. Нагнетаемый с поверхности газ выступает в роли рабочего агента, а инжектируемой средой является скважинная жидкость [1]. A known method of removing fluid from a gas well by gas lift and installation for its implementation, which consists in the sequential creation of repression and depression on the formation at the initial moment of operation of the well to improve the permeability of the bottomhole formation zone. Then, using an inkjet apparatus, they switch to a gas-lift method for removing fluid from a well. The gas injected from the surface acts as a working agent, and the injected medium is a well fluid [1].
Недостатком рассмотренного выше способа удаления жидкости из газовой скважины является то, что его невозможно эффективно использовать в процессе эксплуатации сильно обводненных глубоких скважин. The disadvantage of the above method of removing fluid from a gas well is that it cannot be effectively used in the operation of heavily flooded deep wells.
Известна установка для газлифтной эксплуатации скважины, включающая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с пакером, установленный на устье скважины источник газа и размещенный в полости насосно-компрессорных труб над пакером струйный насос, а также гидродинамический генератор колебаний давления, размещенный внутри колонны насосно-компрессорных труб под пакером, и установленный между струйным насосом и гидродинамическим генератором колебаний давления гидромеханический вибратор, вход которого гидродинамически связан с подпакерным пространством, а выход c трубным [1]. A well-known installation for gas-lift operation of the well, including wellhead equipment, a tubing string with a packer, a gas source installed at the wellhead and a jet pump located in the tubing cavity above the packer, as well as a hydrodynamic pressure oscillator located inside the tubing string -compressor pipes under the packer, and installed between the jet pump and the hydrodynamic generator of pressure fluctuations hydromechanical vibrator, the input of which is hydrodynamic it is closely connected with the sub-packer space, and the outlet with the pipe [1].
Недостатком вышеописанной установки для газлифтной эксплуатации скважин является то, что установку невозможно использовать при эксплуатации глубоких сильно обводненных скважин, а также сложность конструкции. The disadvantage of the above installation for gas lift well operation is that the installation cannot be used when operating deep heavily watered wells, as well as the complexity of the design.
Наиболее близким к заявленному решению (взятому в качестве прототипа) является способ удаления жидкости из газовой скважины, реализованный в лифте замещения для периодической эксплуатации газлифтных скважин. Реализация способа с помощью данного устройства осуществляется следующим образом. Скважинная жидкость заполняет периодически камеру замещения через обратные клапаны. Газ, нагнетаемый компрессором в межтрубное пространство, попадая через рабочий клапан в НКТ, вытесняет также периодически из камеры замещения жидкость в НКТ и далее на поверхность. При этом давление внутри камеры замещения больше, чем пластовое, поэтому приемный клапан закрывается и повышенное давление в камере замещения не передается на забой, а второй обратный клапан предотвращает только попадание песка из лифтируемой жидкости на приемный клапан за счет дополнительной периодической продувки [2]. Closest to the claimed solution (taken as a prototype) is a method of removing fluid from a gas well, implemented in a replacement elevator for periodic operation of gas-lift wells. The implementation of the method using this device is as follows. Well fluid periodically fills the replacement chamber through check valves. The gas injected by the compressor into the annulus, entering the tubing through a working valve, also periodically displaces fluid from the substitution chamber into the tubing and then to the surface. In this case, the pressure inside the substitution chamber is greater than the reservoir pressure, so the inlet valve closes and the increased pressure in the substitution chamber is not transmitted to the bottom, and the second non-return valve prevents only sand from the elevated fluid from entering the inlet valve due to additional periodic blowing [2].
Недостатком способа, взятого в качестве прототипа, является невозможность его применения в скважинах с большими глубинами. В условиях низкого давления рабочего газа, когда давление газа ниже гидростатического давления газожидкостной смеси в НКТ, способ не обеспечивает вынос жидкости из скважины. The disadvantage of this method, taken as a prototype, is the impossibility of its use in wells with great depths. In conditions of low pressure of the working gas, when the gas pressure is lower than the hydrostatic pressure of the gas-liquid mixture in the tubing, the method does not provide the removal of fluid from the well.
Задачей изобретения в способе удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установки для его осуществления является повышение эффективности эксплуатации газоконденсатной скважины за счет снижения противодавления на продуктивную часть пласта путем создания депрессии на пласт, а также упрощение конструкции установки для его осуществления. The objective of the invention in a method of removing fluid from a gas condensate well and installation for its implementation is to increase the efficiency of the gas condensate well by reducing back pressure on the productive part of the formation by creating depression on the formation, as well as simplifying the design of the installation for its implementation.
Задача решается тем, что в способе удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающем оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с камерой замещения, подачу газа в межтрубное пространство и камеру замещения, разряжение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости с вытеснением ее на поверхность, при этом колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления, а при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения, при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения, а разряжение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости. The problem is solved in that in a method for removing fluid from a gas condensate well, including equipping it with a tubing string with a replacement chamber, supplying gas to the annulus and a replacement chamber, discharging the bottomhole zone and subsequent lifting of the wellbore fluid with its displacement to the surface, the tubing string is additionally equipped with an accumulation chamber, and when gas is supplied to the annulus and the replacement chamber, it is simultaneously supplied to the accumulation chamber and created the accumulation period of the borehole fluid and the period of its displacement, while during the accumulation period the gas is supplied at a lower pressure than during the displacement period, and the bottom-hole zone and the borehole fluid are lifted by cycles in the accumulation chamber, where the dispersion cycle of the borehole fluid is additionally carried out.
Задача решается также тем, что подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу. The problem is also solved by the fact that the gas is supplied to the annulus with a flow rate that is reduced in proportion to the increase in gas productivity of the well.
Задача также решается тем, что в установке для удаления жидкости из газоконденсатной скважины, включающей оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном, расположенным под нижним рабочим клапаном, дополнительно установлен обратный клапан под камерой замещения и над струйным аппаратом, а также дополнительно установлен обратный клапан, расположенный под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины, при этом нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата. The problem is also solved by the fact that in the installation for removing liquid from a gas condensate well, including wellhead equipment, a tubing string with a replacement chamber, a lower operating valve, an inkjet apparatus and a check valve located under the lower working valve, an additional check valve is installed under the replacement chamber and above the inkjet apparatus, as well as an additional check valve located under the check valve and above the lower working valve, and a packer located on the tubing string above the jet apparatus and such that the over-pack annular space is connected to the working nozzle of the jet apparatus by an additional channel for isolating gas from the under-pack space of the well, while the lower working valve is made in the form of a check valve located in the additional channel within its outer diameter and having an axis parallel to the axis of the working nozzle of the jet apparatus.
Задача также решается тем, что установка снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами. The problem is also solved by the fact that the installation is equipped with at least one additional replacement chamber with its check and gas-lift valves.
Задача также решается тем, что обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом. The problem is also solved by the fact that the check valve of the lower replacement chamber is located between the gas lift valve and the jet apparatus.
Задача также решается тем, что дополнительный обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом. The problem is also solved by the fact that an additional check valve is installed above the inkjet apparatus by an amount less than the pressure developed by the inkjet apparatus.
Существенными отличительными признаками изобретения в сравнении с прототипом для способа удаления жидкости из скважин являются следующие: -
- колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления;
- при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения;
- при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения;
- разряжение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости;
- подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу.Salient features of the invention in comparison with the prototype for a method of removing fluid from wells are as follows: -
- the tubing string is additionally equipped with an accumulation chamber;
- when supplying gas to the annulus and the replacement chamber, it is simultaneously fed into the accumulation chamber and a period of accumulation of the well fluid and a period of its displacement are created;
- in this case, during the accumulation period, gas is supplied at a lower pressure than during the displacement period;
- the bottom hole zone and the borehole fluid lifting is carried out by cycles in the accumulation chamber, where the dispersion cycle of the borehole fluid is additionally carried out;
- gas is supplied to the annulus with a flow rate that is reduced in proportion to the increase in gas productivity of the well.
Существенными отличительными признаками установки для удаления жидкости из газоконденсатной скважины являются следующие:
- установка снабжена обратным клапаном под камерой замещения и над струйным аппаратом;
- установка снабжена дополнительным обратным клапаном, расположенным под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб, над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины;
- нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата;
- установка снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами;
- обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом;
- дополнительный обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.The salient features of the installation for removing fluid from a gas condensate well are the following:
- the installation is equipped with a check valve under the replacement chamber and above the inkjet apparatus;
- the installation is equipped with an additional non-return valve located under the non-return valve and above the lower working valve, and a packer placed on the tubing string, above the jet apparatus and made in such a way that the over-pack annular space is connected to the working nozzle of the jet apparatus by an additional channel for isolation gas from the sub-packer space of the well;
- the lower working valve is made in the form of a check valve located in an additional channel within its outer diameter and having an axis parallel to the axis of the working nozzle of the jet apparatus;
- the installation is equipped with at least one additional replacement chamber with its check and gas-lift valves;
- the check valve of the lower replacement chamber is located between the gas lift valve and the jet apparatus;
- an additional check valve is installed above the inkjet apparatus by an amount less than the pressure developed by the inkjet apparatus.
Вышеприведенные существенные отличительные признаки изобретения не известны из патентной и научно-технической информации и в совокупности с известными признаками позволяют решить задачу, поставленную изобретением. А это позволяет сделать вывод, что изобретение является "новым". The above significant distinguishing features of the invention are not known from patent and scientific and technical information and together with the known features can solve the problem posed by the invention. And this allows us to conclude that the invention is "new."
Изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень", так как не является очевидным для среднего специалиста в данной отрасли знаний. The invention meets the criterion of "inventive step", as it is not obvious to the average person skilled in the art.
Изобретение "промышленно применимо", так как успешно прошло стендовые и скважинные исследовательские испытания. The invention is "industrially applicable", since it successfully passed bench and downhole research tests.
На фиг. 1 показана схема предлагаемой установки. Колонна насосно-компрессорных труб 1 пакеруется в эксплуатационной колонне 2 с помощью пакера 3. В нижней части колонны 1 установлен приемный клапан 4. Ниже пакера 3 расположен струйный аппарат, состоящий из приемной камеры 5, конфузора 6, камеры смешения 7, диффузора 8 и рабочего сопла 9. In FIG. 1 shows a diagram of the proposed installation. The
Вход рабочего сопла 9 через клапан 10 и газоподводящий канал 11 связан с надпакерным пространством. Выше диффузора 8 установлен обратный клапан 12. Колонна 1 оснащена газлифтными клапанами 13 и 14. Ниже каждого газлифтного клапана в колонне НКТ установлены обратные клапаны 12 и 15 типа "седло-шарик". Часть внутреннего пространства, заключенного между клапанами 4 и 15, образует камеру накопления. The inlet of the working
Другая часть внутреннего пространства между устьевой арматурой скважины 16 и клапаном 15 образует камеру замещения. Причем таких камер замещения может быть несколько в зависимости от параметров скважины, пласта и давления рабочего газа. Another part of the internal space between the wellhead 16 and the
Устьевая арматура 16 оборудована задвижкой 17, связывающей полость НКТ с выкидной линией, и электро- или пневмоприводной задвижкой 18 для регулирования подачи рабочего газа в межтрубное пространство. Wellhead 16 is equipped with a valve 17 connecting the tubing cavity to the discharge line, and an electric or pneumatic actuating valve 18 to control the supply of working gas into the annulus.
На фиг. 2 показан узел установки обратного клапана струйного аппарата. Узел состоит из эксплуатационной колонны 1, рабочего сопла 2, переводника 3, клапана 4. Переводник 3 и рабочее сопло 2 образуют между собой приемную камеру 5, куда через канал 6 поступает эжектируемая жидкость. In FIG. 2 shows the installation unit of the check valve of the jet apparatus. The assembly consists of a
Рабочий газ подводится к соплу 2 через обратный клапан 4, представляющий собой конструкцию типа "седло-шарик", и канал 7. Клапан выполнен в корпусе струйного аппарата по оси, параллельной оси рабочего сопла 2. The working gas is supplied to the
Способ работы устройства осуществляется в следующей последовательности. После монтажа скважинного и устьевого оборудования жидкость глушения выводится из НКТ путем подачи газа высокого давления через задвижку 18 и клапан 14. По мере выноса жидкости из НКТ ее уровень между колоннами 1 и 2 падает ниже местоположения клапана 14. Продолжением нагнетания газа достигают дальнейшего понижения уровня жидкости глушения вследствие ее перемещения в колонну 1 через клапаны 10, 12 и 13. При этом давление газа обеспечивает вынос жидкости из колонны 1 в выкидную линию через задвижку 17. Таким образом, осуществляется процесс освоения скважины. The method of operation of the device is carried out in the following sequence. After installation of the downhole and wellhead equipment, the kill fluid is removed from the tubing by supplying high-pressure gas through the valve 18 and valve 14. As the fluid is removed from the tubing, its level between
После выноса жидкости глушения и появления газа, пластовой воды и их смеси скважину переводят в режим эксплуатации, который осуществляют следующим образом. При снижении производительности скважины по газу через задвижку 18 подают рабочий газ, который по пространству между колоннами 1 и 2 газоподводящему каналу 11 через клапан 10 поступает в рабочее сопло 9 струйного аппарата и далее в скважинную жидкость (струйный аппарат погружен в жидкость), в результате чего происходит ее диспергация и вынос через камеру смешения 7, диффузор 8 в полость камеры накопления выше клапана 12. Таким образом, обеспечивается эжектирование (подсос) жидкости с забоя скважины и создание дополнительной депрессии, повышающей продуктивность скважины по газу. After the removal of the kill fluid and the appearance of gas, produced water and their mixture, the well is put into operation, which is as follows. When the well’s productivity is reduced by gas, a working gas is supplied through the valve 18, which through the space between the
Рабочий и пластовый газы и жидкость поступают в камеру накопления выше клапана 12, где газ, сепарируясь, поступает на поверхность через задвижку 17. При этом значительная часть жидкости скапливается в пространстве между клапанами 12 и 15. Процесс скопления жидкости происходит до тех пор, пока давление жидкости над клапаном 12 не превысит давление потока со стороны струйного аппарата. Это и приводит к закрытию клапана 12. The working and produced gases and liquid enter the accumulation chamber above the valve 12, where the gas, separating, enters the surface through the valve 17. In this case, a significant part of the liquid accumulates in the space between the
Следующий цикл эксплуатации заключается в выносе жидкости из камеры накопления в камеру замещения выше клапана 15. Это может быть осуществлено двумя способами. The next cycle of operation is the removal of fluid from the accumulation chamber into the replacement chamber above
Первый способ. Последовательная работа камеры накопления и камеры замещения. После того как клапан 12 закроется, повышением давления рабочего газа открывают клапан 13 и вытесняют скопившуюся жидкость в камеру замещения выше клапана 15. По мере того как жидкость будет выноситься из камеры накопления, клапан 12 откроется, что повлечет за собой снижение давления рабочего газа. В этот период повышением давления рабочего газа открывают газлифтный клапан 14 и газ подается в камеру замещения. При этом в зависимости от уровня жидкости, скопившейся над клапаном 15, он может быть закрытым или открытым. Если клапан закрыт, то часть газа работает на вытеснение жидкости из камеры замещения на поверхность, а другая часть поступает через клапан 13 (давление его открытия с учетом температуры на глубине спуска меньше давления открытия клапан 14) и через клапан 10 в камеру накопления, обеспечивая тем самым ее работу в период работы камеры замещения. При работе камеры замещения давление на выкидной линии скважины увеличивается, а после освобождения от жидкости - уменьшается. После этого давление рабочего газа уменьшают, клапан 14 закрывается и работа установки повторяется в цикле, начиная с работы камеры накопления. The first way. Sequential operation of the accumulation chamber and the replacement chamber. After the valve 12 closes, by increasing the pressure of the working gas, the valve 13 is opened and the accumulated liquid is displaced into the substitution chamber above the
Второй способ. Одновременная работа камеры накопления и камеры замещения. В ходе эксплуатации обводняющейся газовой (газоконденсатной) скважины ее продуктивность по газу и по воде может изменяться. Поэтому в скважине могут возникнуть условия, когда расход и давление пластового газа и расход и давление рабочего газа, проходящих через струйный аппарат, обеспечат равномерный вынос жидкости в камеру замещения, т. е. клапаны 4, 12 и 15 будут открыты, и выносимая скважиной жидкость будет скапливаться в камере замещения. В этом случае повышением давления рабочего газа открывают клапаны 13 и 14 и обеспечивают полный вынос жидкости на поверхность. The second way. Simultaneous operation of the accumulation chamber and the replacement chamber. During the operation of a flooded gas (gas condensate) well, its gas and water productivity may vary. Therefore, conditions may arise in a well where the flow rate and pressure of the formation gas and the flow rate and pressure of the working gas passing through the jet apparatus will ensure uniform flow of fluid into the replacement chamber, i.e.,
Таким образом, реализация данного способа эксплуатации обеспечивает периодический вынос жидкости с забоя скважины в условиях, когда давление рабочего газа меньше гидростатического давления газожидкостной смеси в колонне 1. Thus, the implementation of this method of operation provides periodic removal of fluid from the bottom of the well under conditions when the pressure of the working gas is less than the hydrostatic pressure of the gas-liquid mixture in the
Пример конкретного выполнения. Необходимо рассчитать компоновку подземного оборудования обводненной скважины Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Глубина скважины 3239 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; лифтовая колонна собрана из НКТ диаметром 73 мм; интервал перфорации 3239-3189 м; коэффициент продуктивности скважины по жидкости составляет 9,96 м3/МПа•сут; плотность жидкости (пластовая вода) равна 1165 кг/м3; пластовое давление находится на уровне 11,9 МПа; максимальное давление рабочего газа на устье составляет 6,3 МПа; максимально возможный расход рабочего газа достигает 67 тыс. м3/сут; температура газа на устье равна 5oC; плотность газа составляет 0,678 кг/м3.An example of a specific implementation. It is necessary to calculate the layout of the underground equipment of the flooded well of the Vuktylskoye oil and gas condensate field. Well depth 3239 m; production casing diameter 168 mm; the lift column is assembled from tubing with a diameter of 73 mm; perforation interval 3239-3189 m; the coefficient of well productivity in the liquid is 9.96 m 3 / MPa • day; the density of the liquid (produced water) is 1165 kg / m 3 ; reservoir pressure is at the level of 11.9 MPa; the maximum pressure of the working gas at the mouth is 6.3 MPa; the maximum possible flow rate of working gas reaches 67 thousand m 3 / day; the gas temperature at the mouth is 5 o C; the gas density is 0.678 kg / m 3 .
В обоснование параметров компоновки входят расчеты: а) высоты камеры накопления и глубины установки ее газлифтного клапана; б) размеров основных конструктивных элементов струйного аппарата; в) глубины установки обратного клапана камеры накопления. The justification of the layout parameters includes the calculations: a) the height of the accumulation chamber and the depth of installation of its gas-lift valve; b) the dimensions of the main structural elements of the inkjet apparatus; c) depth of installation of the check valve of the accumulation chamber.
1. Расчет размеров камеры накопления и глубины установки ее газлифтного клапана. 1. Calculation of the size of the accumulation chamber and the installation depth of its gas-lift valve.
Расчет ведется с использованием РД 39-1-290-79. Типовая методика расчета фонтанного и газлифтного подъемников. - Введ. 1.06.80. - М.: ВНИИ, 1980. - 52 с. The calculation is carried out using RD 39-1-290-79. Typical methods for calculating the fountain and gas lift lifts. - Enter. 1.06.80. - M.: VNII, 1980 .-- 52 p.
Учитывается, что в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин их продуктивность по жидкости и газу может меняться. Следовательно, камера накопления газлифтной установки должна обеспечивать продуцирование скважины с разными дебитами по жидкости. Анализ геолого-промысловой информации по Вуктыльскому НГКМ показывает, что дебит скважины по жидкости может составлять 0. ..50 м3/сут. Поэтому высота камеры накопления и ее газлифтный клапан должны обеспечивать вынос жидкости в этих же пределах - 0... 50 м3/сут.It is taken into account that during the operation of gas and gas condensate wells, their liquid and gas productivity may vary. Therefore, the accumulation chamber of the gas-lift installation should ensure the production of wells with different flow rates in the liquid. The analysis of geological and field information on the Vuktylskoye oil and gas condensate field shows that the flow rate of a well in liquid can be 0. ..50 m 3 / day. Therefore, the height of the accumulation chamber and its gas-lift valve should ensure the removal of fluid in the same range - 0 ... 50 m 3 / day.
Глубина установки приемного клапана принимается из условия его максимального приближения к забою - 3220 м. The installation depth of the receiving valve is taken from the condition of its maximum approach to the bottom - 3220 m.
На фиг. 3 представлены результаты расчетов соотношения высоты камеры накопления и глубины установки в ней газлифтного клапана для дебитов по жидкости 20 м3/сут. и 50 м3/сут. Для дебита 50 м3/сут. подбираются наиболее приемлемые параметры камеры накопления, как показано на фиг. 3 (пунктирная линия со стрелками).In FIG. 3 presents the results of calculating the ratio of the height of the accumulation chamber and the installation depth of the gas lift valve in it for liquid flow rates of 20 m 3 / day. and 50 m 3 / day. For a flow rate of 50 m 3 / day. the most suitable parameters of the storage chamber are selected, as shown in FIG. 3 (dashed line with arrows).
Например, высота камеры накопления выбирается равной 1500 м. Тогда глубина установки верхнего обратного клапана составит 3220 - 1500 = 1720 м. При этом, если минимальная продуктивность скважины по жидкости составит 9,96 м3/МПа•сут, то минимальная глубина установки газлифтного клапана (отсчитанная от верхнего обратного клапана) для дебита 50 м3/сут составит 1314 м, т.е., установив на эту глубину газлифтный клапан, получают оптимальный расход газа на добычу 50 м3/сут жидкости. Клапан можно установить и ниже (вплоть до 1500 м). Но при этом следует иметь в виду два обстоятельства: с одной стороны, будет иметь место перерасход рабочего газа в расчете на 1 м3 поднимаемой жидкости, с другой стороны, при увеличении продуктивности скважины по жидкости соотношение расхода рабочего газа и количества добываемой жидкости будет иметь тенденцию к улучшению.For example, the height of the accumulation chamber is chosen equal to 1500 m. Then the installation depth of the upper non-return valve will be 3220 - 1500 = 1720 m. Moreover, if the minimum well productivity in the liquid is 9.96 m 3 / MPa • day, then the minimum installation depth of the gas lift valve (counted from the upper non-return valve) for a flow rate of 50 m 3 / day will be 1314 m, i.e., by setting the gas lift valve to this depth, the optimal gas flow rate for producing 50 m 3 / day of liquid is obtained. The valve can be installed even lower (up to 1500 m). But in this case, two circumstances should be borne in mind: on the one hand, there will be an overrun of the working gas per 1 m 3 of liquid to be lifted, on the other hand, with an increase in the productivity of the well in terms of liquid, the ratio of the flow of working gas and the amount of produced liquid will tend to improve.
При обводнении скважин Вуктыльского НГКМ характерен рост коэффициента продуктивности по жидкости. Поэтому максимально приближают газлифтный клапан к пакеру, например, выше глубины его спуска на 3 м. А сам пакер устанавливают над верхней границей интервала перфорации (исходя из необходимости создания максимальной депрессии на пласт) - на глубину 3189 м. When watering the wells of the Vuktylskoye oil and gas condensate field, an increase in the liquid productivity coefficient is characteristic. Therefore, the gas lift valve is brought closer to the packer, for example, 3 m higher than its descent depth. And the packer itself is installed above the upper boundary of the perforation interval (based on the need to create the maximum depression on the formation) - to a depth of 3189 m.
Глубина установки газлифтного клапана камеры накопления при этом составит: 3189 - 3 = 3186 м, т. е. глубина спуска газлифтного клапана относительно верхнего обратного клапана составит 3186 - 1720 = 1466 м. The installation depth of the gas-lift valve of the accumulation chamber will be: 3189 - 3 = 3186 m, i.e., the depth of the gas-lift valve lowering relative to the upper non-return valve will be 3186 - 1720 = 1466 m.
2. Расчет струйного аппарата. 2. The calculation of the inkjet apparatus.
Расчет проводится по методике, изложенной в (Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - С. 203-212). В результате расчетов выбраны следующие размеры основных конструктивных элементов струйного аппарата: диаметр сопла 6 мм; диаметр камеры смешения 19 мм; расстояние между соплом и камерой смешения 22 м. The calculation is carried out according to the method described in (Sokolov E.Ya., Singer N.M. Inkjet devices. - M.: Energoatomizdat, 1989. - P. 203-212). As a result of the calculations, the following sizes of the main structural elements of the jet apparatus were selected:
3. Расчет установки обратного клапана камеры накопления. 3. Calculation of the installation of the check valve of the accumulation chamber.
На фиг. 4 представлена характеристика рабочих параметров струйного аппарата, полученная на промысловом стенде Вуктыльского газопромыслового управления. Из фиг. 3 следует, что развиваемый напор (P) струйного аппарата составляет ≈ 0,33 МПа. Исходя из этого и плотности пластовой жидкости (ρ), равной 1165 кг/м3, определится максимальная высота потока (hmax) после струйного аппарата:
hmax = P/pg = (0,33•106):(1165•9,81) = 28,9 м
Таким образом, обратный клапан над струйным аппаратом не может быть поднят выше 28 м.In FIG. 4 presents a characteristic of the operating parameters of the jet apparatus obtained at the fishing stand of the Vuktylsky gas production control. From FIG. 3 it follows that the developed head (P) of the jet apparatus is ≈ 0.33 MPa. Based on this and the density of the reservoir fluid (ρ) equal to 1165 kg / m 3 , the maximum flow height (h max ) after the jet apparatus will be determined:
h max = P / pg = (0.33 • 10 6 ) :( 1165 • 9.81) = 28.9 m
Thus, the check valve above the inkjet apparatus cannot be raised above 28 m.
В целом, исходя из приведенных расчетов и рассуждений, представляется обоснованной следующая компоновка скважинного оборудования:
глубина установки приемного клапана 3220 м;
глубина установки струйного аппарата 3215 м (максимально приближается к нижней границе интервала перфорации);
глубина установки обратного клапана камеры накопления выбирается из следующих условий: высота его установки не должна превышать 28,9 м над струйным аппаратом и быть ниже места установки газлифтного клапана камеры накопления. Отсюда расстояние от газлифтного клапана до струйного аппарата равно: 3215 - 1 (длина струйного аппарата) - 3186 = 28 м, т. е. обратный клапан может быть установлен в любом месте интервала 3215 - 3186 м. Исходя из соображений целесообразности устанавливают обратный клапан камеры накопления на 3 м ниже газлифтного клапана.In general, based on the above calculations and reasoning, it seems reasonable the following layout of downhole equipment:
depth of installation of the receiving valve 3220 m;
installation depth of the inkjet apparatus 3215 m (as close as possible to the lower boundary of the perforation interval);
the depth of installation of the non-return valve of the accumulation chamber is selected from the following conditions: the height of its installation should not exceed 28.9 m above the jet apparatus and be lower than the installation site of the gas-lift valve of the accumulation chamber. Hence, the distance from the gas-lift valve to the jet apparatus is: 3215 - 1 (length of the jet apparatus) - 3186 = 28 m, i.e., a non-return valve can be installed anywhere in the interval 3215 - 3186 m. Based on considerations of expediency, a camera non-return valve is installed accumulation 3 m below the gas lift valve.
Способ удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установка для его осуществления успешно прошли стендовые и промысловые испытания. The method for removing liquid from a gas condensate well and the installation for its implementation have successfully passed bench and field tests.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96113500/03A RU2114284C1 (en) | 1996-07-01 | 1996-07-01 | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96113500/03A RU2114284C1 (en) | 1996-07-01 | 1996-07-01 | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2114284C1 true RU2114284C1 (en) | 1998-06-27 |
| RU96113500A RU96113500A (en) | 1998-12-10 |
Family
ID=20182796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96113500/03A RU2114284C1 (en) | 1996-07-01 | 1996-07-01 | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2114284C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
| US8408306B2 (en) | 2009-04-24 | 2013-04-02 | Production Sciences, Inc. | Processes and systems for treating oil and gas wells |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
| US8905139B2 (en) | 2009-04-24 | 2014-12-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Blapper valve tools and related methods |
| RU2547864C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for removal of killing liquid from gas well at formation pressure below hydrostatic pressure |
| RU2562644C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of preparation of gas well to dewatering |
| RU2789535C1 (en) * | 2022-02-07 | 2023-02-06 | Александр Николаевич Мокшаев | Method for removing condensate or well killing fluid from a plugged gas well, a method for operating a gas well and preventing its “self-plugging” and a downhole device for their implementation |
-
1996
- 1996-07-01 RU RU96113500/03A patent/RU2114284C1/en active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 2. SU, а вторское свидетельство, 1106896, кл. E 21 B 43/00, 1984. 3. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8408306B2 (en) | 2009-04-24 | 2013-04-02 | Production Sciences, Inc. | Processes and systems for treating oil and gas wells |
| US8905139B2 (en) | 2009-04-24 | 2014-12-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Blapper valve tools and related methods |
| RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2484239C2 (en) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
| RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
| RU2547864C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for removal of killing liquid from gas well at formation pressure below hydrostatic pressure |
| RU2562644C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of preparation of gas well to dewatering |
| RU2789535C1 (en) * | 2022-02-07 | 2023-02-06 | Александр Николаевич Мокшаев | Method for removing condensate or well killing fluid from a plugged gas well, a method for operating a gas well and preventing its “self-plugging” and a downhole device for their implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6021849A (en) | Double acting gas displaced chamber lift system and method | |
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
| US5055002A (en) | Downhole pump with retrievable nozzle assembly | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| US6354377B1 (en) | Gas displaced chamber lift system having gas lift assist | |
| CN1014537B (en) | Method and device for drill rod test | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2222717C1 (en) | Well jet plant for alternating hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2366809C1 (en) | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level | |
| RU2070278C1 (en) | Natural pressure gas lift unit with plunger lift | |
| US6269884B1 (en) | Gas displaced chamber lift system with closed loop/multi-stage vents | |
| RU2253760C1 (en) | Pump-ejector impulse well jet plant for hydraulic factoring of formation | |
| RU2790463C1 (en) | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device | |
| RU2189504C1 (en) | Method of operation of well pumping unit at well completion and well pumping unit for method embodiment | |
| SU1596079A1 (en) | Method and installation for gas-lift operation of well | |
| RU2289681C1 (en) | Method for performing second completion of reservoirs in gas wells | |
| RU2485299C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation | |
| RU2544944C2 (en) | Method for removing sand-clay plug in well and its development under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2222716C1 (en) | Method of operation of well jet plant at hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
| RU19866U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC INFLUENCE ON A BOTTOM BOREHOLE ZONE | |
| RU2254500C1 (en) | Method of operation of oil-well pump-ejector impulse unit at hydraulic fracturing of formation | |
| RU2123102C1 (en) | Method of gas-lift operation of well | |
| RU2197609C2 (en) | Method of operation of liquid-propellant rocket engine with turbopump delivery of cryogenic propellant on basis of fuel and oxygen oxidizer and liquid-propellant rocket engine for implementing said method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20100518 |
|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20100916 |