WO2012134327A1 - Well operating method - Google Patents
Well operating method Download PDFInfo
- Publication number
- WO2012134327A1 WO2012134327A1 PCT/RU2011/000283 RU2011000283W WO2012134327A1 WO 2012134327 A1 WO2012134327 A1 WO 2012134327A1 RU 2011000283 W RU2011000283 W RU 2011000283W WO 2012134327 A1 WO2012134327 A1 WO 2012134327A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- well
- gas
- fluid
- pump
- mode
- Prior art date
Links
- 238000011017 operating method Methods 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 claims 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000009991 scouring Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
Definitions
- the invention relates to the oil and gas industry and can be used in the production of products from a well, in particular oil, in case of complications associated with an increased gas factor - a high content of associated gas in the produced products.
- a well-known method of operating a well including the descent of a rodless pump — a deep centrifugal pump on a tubing string and pumping well production through said pipes (RU 2380521, January 27, 2010).
- a disadvantage of the known method is that the associated gas energy is not used and has a detrimental effect on the operation of the downhole pump. Associated gas accumulated in the annular space of the well under excessive pressure is periodically vented through the bypass valve on the wellhead into the flow line of the well.
- a well-known method of operating a well including the descent of a column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass valve above the pump, the selection of reservoir fluid using a rodless pump, a temporary stop of the pump in violation of the stable mode of operation, purging the pipe string and wellhead valves associated gas to remove fluid from the pipe string with clearly pronounced thixotropic properties and plugs of various nature that violate the stable mode of operation of the well, the resumption of exploitation Ata tion rodless pump wells with the required mode eksplua- tation (SU 1599526, 15.10.1990).
- a disadvantage of the known method is the partial use of the associated gas energy and, therefore, an unjustified overspending of electric energy due to the use of the pump operation mode as the main one.
- the objective of the invention is to use the energy of associated gas during the operation of the well as much as possible.
- the technical result of the invention is to increase the efficiency of the operation of the well due to a more complete use of the energy of associated gas while increasing the recovery rate of useful products with a decrease in its watering.
- the method of operating the well includes lowering the column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass gas inlet node to the column of lifting pipes installed at a design depth above the pump, collecting reservoir fluid using a rodless pump with accumulation Associated gas in the annular space is bore to overpressure, which allows the fluid to be displaced from the annular space of the well into the riser string overflow unit, selection of formation fluid in forced mode - with the simultaneous operation of a sucker-rod pump and natural gas lift to ensure a predetermined depression and cleaning of the bottomhole formation zone, a cyclic mode of well operation to reduce the watering of the formation fluid and stabilize the watering, shut off the rodless pump and transfer wells in the main mode - gas-lift operation mode wells using associated gas (in-house produced gas for a given well), performing gas lift operations to naturally increase the water cut (not higher than a given value) of the formation fluid, and then repeating the operations to select formation fluid using a rodless pump.
- associated gas in-house produced gas for
- a centrifugal or screw, or diaphragm, or any other electric pump is used as a rodless pump.
- a differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes is used (to ensure periodic — continuously-discrete operation of the natural gas lift in a particular case);
- the cyclic mode of operation of the well is set by changing the productivity of the selection of formation fluid and / or periodic stops in the selection of this fluid; the duration of stops in the selection of formation fluid is different, including with respect to the operation of the differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes (a wide range of settings for the said differential unit is accepted);
- the bottom-hole zone of the formation is cleaned until traces of the killing fluid are removed.
- the essence of the invention lies in the fact that when operating a well, a rodless pump and natural gas lift (associated gas gas lift) are used.
- a rodless pump is mainly used as a means for starting a well after technological shutdowns associated with a major or underground well repair and putting it into stable operation of a gas lift.
- a rodless pump and a natural gas lift Using a rodless pump and a natural gas lift, a short-term forced mode of well operation is provided to clean the bottom-hole zone of the productive formation - further the formation.
- an unsteady - cyclic mode of well operation is provided for inclusion in the drainage of the formation along its entire thickness and reduction, while watering the produced production of the well.
- the rodless pump is turned off and they switch to the main mode of well operation — the gas-lift operation mode. It is carried out until the well begins, for example, to “stall” from water accumulating over time. In this case, the well is switched to a different mode of operation - the rodless pump is switched on without plugging the well. After some time, the well is switched back to the main mode - gas-lift operation mode. At the same time, the necessity of repeating the forced and cyclic well operation modes is established based on the actual data of the well operation. As a possible variant of gas-lift operation of a well, a variant of gas-lift operation in periodic mode (continuous-discrete gas-lift operation) can be adopted.
- Such a solution provides the possibility of optimal well operation practically on its own energy resource - associated gas, which is little dependent on external conditions.
- a small energy feed is used only at the preparatory stages - to start or restart the well, or to set the well to the optimum mode when it deviates from it during operation.
- the invention s ability to adjust the well to its optimal operating mode is ensured by a cyclic mode of well operation, i.e., for example, a change in productivity over time, production pressure, periodic shutdown, etc.
- the cyclic mode provides the necessary pressure drop - I wait for low-permeability and high-permeability zones of the reservoir and significantly increases the mass transfer between them.
- such an exposure mode ensures the connection of hydrodynamic processes to low-permeable oil-saturated zones, capillary and / or gravity-capillary processes, as well as a mechanism for reducing the viscosity of well production, for example, oil from its continuous movement under the action of constantly acting pressure gradients.
- An inhomogeneous filter medium along the height of the reservoir under such conditions becomes more uniform in the nature of the filtration, and less viscous well production is most favorably removed by gas lift.
- the effects of hydrodynamic effects are manifested to a greater extent if the effects (variable pressure and well conditions) have a sufficiently high degree of non-stationarity.
- a rodless pump namely a centrifugal or screw, or diaphragm, or other electric pump is used because it provides a wider (flexible) ability to control its operation, especially when paired with a gas lift, than, for example, a rod pump.
- a unit can be used, made, for example, in the form of a movable nozzle for communicating its entrance with the annular space of the well and a springed plunger with a locking tip, inside which a diffuser is placed - a potential control mechanism that provides the possibility of periodic operation of the well (see, for example, RU 2239696, 10.1 1.2004).
- the periodic gas lift operation under certain conditions may be more preferable than the continuous gas lift operation.
- a variant providing continuous operation of the gas lift may be more preferable.
- a node in the form of, for example, high and low pressure nozzles, between which a sleeve with a calibrated axial bore is located, as well as a plug can be adopted as a bypass assembly, which makes it possible to increase or decrease the volume of produced products ( see, for example, RU 7916 U1, 10.01.2009).
- the above bypass nodes are given as examples to prove the feasibility of the method using known means.
- This method does not limit the possibility of using other bypass nodes to ensure the operation of natural gas lift in discrete or continuous mode.
- the operation mode for a continuously-discrete gas lift is carried out by changing the operating modes of the rodless pump and / or natural gas lift.
- a rodless pump and / or natural gas lift can be periodically shut off.
- the latter as an option, can be turned off by means of cable technology, lowered from the wellhead under pressure without killing the well.
- the periodicity of the natural gas lift operation can be used in the general scheme of organizing the cyclic mode of the well operation, for example, in alternating with stops of the rodless pump.
- the order of organization of the cyclic mode, from cycle to cycle, is preferably carried out in different ways - possibly even according to a random law.
- the method is as follows.
- an oil well is run into a column of lifting pipes, for example tubing pipes that perform elevator functions, with a rodless pump in the lower part, for example, an electric centrifugal pump.
- a bypass assembly is installed above the electric centrifugal pump, at the calculated depth to provide hydro-gas-dynamic communication of the annular space of the well with the tubing string.
- a bypass unit for example, a unit (valve) made in accordance with the aforementioned patent RU 2239696 or a unit in accordance with RIJ 7916 U1 is used to allow fluid from the annular space of the well to enter the tubing string. Start the electric centrifugal pump.
- Overpressure provides the necessary pressure difference between the pressure in the annular space and the pressure in the tubing at the level (depth) of the installation of the bypass unit. Ensuring a stable gas supply to the tubing string through the bypass assembly leads to additional aeration of the oil flow and thereby decrease its density the entire length of the tubing string. Bubbles of gas, falling through the bypass node into the oil stream, expand in the volume of the stream and give it additional energy. This increases the rate of rise of the gas-liquid flow up. An additional supply of associated gas energy to the oil flow from the electric centrifugal pump helps to increase the rate of oil rise in the tubing.
- the performance of the electric centrifugal pump is changed - at first it is increased, then it is reduced, it is increased again and then the electric centrifugal pump is stopped.
- oil flooding is controlled.
- these actions are taken as a basis, but with variations to create an unsteady regime as much as possible.
- With a decrease in oil flooding and its stabilization they switch to the main mode of operation - the natural gas lift mode of constant or periodic action.
- oil flooding continues to be controlled. Over time, during the operation of the well until a natural increase in flooding of the reservoir fluid, operations with the start of the electric centrifugal pump are repeated.
- the invention may be applicable in the production of products from a well, in particular oil, in case of complications associated with an increased gas factor - a high content of associated gas in the produced products.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
The invention relates to the oil and gas extracting industry and can be used for the extraction of product, in particular oil, from a well, in the event of complications associated with an increased gas factor - a high content of casing-head gas in the extracted product. The technical result of the invention is an increase in the well operating efficiency by more fully using the energy of the casing-head gas while simultaneously increasing the coefficient of extraction of the useful product with a reduction in the water content thereof. The essence of the invention: according to the method, an uptaking pipe string with a rodless pump in the lower part and a by-pass unit above said pump is lowered. Stratal fluid is removed with the aid of the rodless pump with casing-head gas being accumulated in an annular space up to an overpressure providing the possibility of the fluid being forced back out of the annular space into the uptaking pipe string via the by-pass unit. The stratal fluid is removed in a forced mode - with simultaneous operation of the rodless pump and natural gas lift until the provision of a specified depression and scouring of the bottom region of the stratum. A transfer is made to a cyclic mode of operation of the well until the water content of the stratal fluid is reduced and stabilized. The rodless pump is switched off and the well transferred into the basic mode - the gas lift operation mode. The gas lift operation is carried out up to a natural increase in the water content of the stratal fluid. The operations are repeated with removal of the stratal fluid with the aid of the rodless pump.
Description
Способ эксплуатации скважины Область техники Method of operating a well
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнени- ях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного га- за в добываемой продукции. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the production of products from a well, in particular oil, in case of complications associated with an increased gas factor - a high content of associated gas in the produced products.
Предшествующий уровень техники State of the art
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск бесштангового насоса - глубинного центробежного насоса на колонне насосно-компрессорных труб и откач- ку продукции скважины по упомянутым трубам (RU 2380521, 27.01.2010). A well-known method of operating a well, including the descent of a rodless pump — a deep centrifugal pump on a tubing string and pumping well production through said pipes (RU 2380521, January 27, 2010).
Недостатком известного способа является то, что энергия попутного газа не ис- пользуется и оказывает вредное влияние на работу глубинного насоса. Накапливаю- щийся в кольцевом пространстве скважины попутный газ под избыточным давлением периодически стравливают через перепускной клапан на устьевой арматуре в выкид- ную линию скважины. A disadvantage of the known method is that the associated gas energy is not used and has a detrimental effect on the operation of the downhole pump. Associated gas accumulated in the annular space of the well under excessive pressure is periodically vented through the bypass valve on the wellhead into the flow line of the well.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным клапаном над упомяну- тым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса, временную остановку насоса при нарушении стабильного режима эксплуатации, продувку колон- ны труб и устьевой арматуры попутным газом для устранения жидкости из колонны труб с явно выраженными тиксотропными свойствами и пробками разной природы, нарушающими стабильный режим эксплуатации скважины, возобновление эксплуата- ции скважины бесштанговым насосом с обеспечением необходимого режима эксплуа- тации (SU 1599526, 15.10.1990). A well-known method of operating a well, including the descent of a column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass valve above the pump, the selection of reservoir fluid using a rodless pump, a temporary stop of the pump in violation of the stable mode of operation, purging the pipe string and wellhead valves associated gas to remove fluid from the pipe string with clearly pronounced thixotropic properties and plugs of various nature that violate the stable mode of operation of the well, the resumption of exploitation Ata tion rodless pump wells with the required mode eksplua- tation (SU 1599526, 15.10.1990).
Недостатком известного способа является частичное использование энергии попутного газа и потому неоправданный перерасход электрической энергии, обуслов- ленный использованием насосного режима эксплуатации в качестве основного. A disadvantage of the known method is the partial use of the associated gas energy and, therefore, an unjustified overspending of electric energy due to the use of the pump operation mode as the main one.
Однако, в большинстве случаев после глушения скважины жидкостью глуше- ния, например, на период проведения капитального ремонта скважины использование
попутного газа связано с повышенными трудностями освоения - вывода скважины на стабильный режим эксплуатации. Традиционный вариант эксплуатации с ориентаци- ей на попутный газ требует использования ряда пусковых газлифтных клапанов. Одна- ко, газлифтные системы пуска эффективны только при использовании стабилизирован- ного по давлению источника газа, каковым попутный газ в течение определенного времени, не является. Поэтому на время пуска при традиционном решении предполага- ется использование стабилизированного по давлению источника газа - компрессорного агрегата высокого давления - дорогостоящего оборудования с дорогим обслуживанием особенно в зимнее время года. Все это опять не способствует оптимальным затратам энергии, времени и прочих сопутствующих средств при эксплуатации скважины. However, in most cases, after killing a well by a killing fluid, for example, for the period of a well overhaul, use associated gas is associated with increased development difficulties - bringing the well to a stable operating mode. A traditional associated gas operation requires a number of start-up gas lift valves. However, gas-lift start-up systems are effective only when using a pressure-stabilized gas source, which is not associated gas for a certain time. Therefore, at the start-up time, the traditional solution involves the use of a pressure-stabilized gas source — a high-pressure compressor unit — expensive equipment with expensive maintenance, especially in the winter season. All this again does not contribute to the optimal expenditure of energy, time and other related means during the operation of the well.
Раскрытие изобретения Disclosure of invention
Задачей изобретения является использование энергии попутного газа при экс- плуатации скважины в возможно большей степени. The objective of the invention is to use the energy of associated gas during the operation of the well as much as possible.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа при одновременном повышении коэффициента извлечения полезной продукции со снижением ее обводнения. The technical result of the invention is to increase the efficiency of the operation of the well due to a more complete use of the energy of associated gas while increasing the recovery rate of useful products with a decrease in its watering.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ эксплуатации скважины включает спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в ниж- ней части и перепускным узлом ввода газа в колонну подъемных труб, установленным на расчетной глубине над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса с накоплением попутного газа в кольцевом пространстве скважи- ны до избыточного давления, обеспечивающего возможность оттеснения жидкости из кольцевого пространства скважины в колонну подъемных труб через перепускной узел, отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе бес- штангового насоса и естественного газлифта до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта, циклический режим работы скважины до снижения обводнения пластового флюида и стабилизации обводнения, отключение бесштанго- вого насоса и перевод скважины в основной режим - режим газлифтной эксплуатации
скважины с использованием попутного газа (собственного для данной скважины пластового газа), осуществление газлифтной эксплуатации до естественного увеличе- ния обводнения (не выше заданной величины) пластового флюида, последующее по- вторение операций с отбором пластового флюида с помощью бесштангового насоса. The required technical result is achieved by the fact that the method of operating the well includes lowering the column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass gas inlet node to the column of lifting pipes installed at a design depth above the pump, collecting reservoir fluid using a rodless pump with accumulation Associated gas in the annular space is bore to overpressure, which allows the fluid to be displaced from the annular space of the well into the riser string overflow unit, selection of formation fluid in forced mode - with the simultaneous operation of a sucker-rod pump and natural gas lift to ensure a predetermined depression and cleaning of the bottomhole formation zone, a cyclic mode of well operation to reduce the watering of the formation fluid and stabilize the watering, shut off the rodless pump and transfer wells in the main mode - gas-lift operation mode wells using associated gas (in-house produced gas for a given well), performing gas lift operations to naturally increase the water cut (not higher than a given value) of the formation fluid, and then repeating the operations to select formation fluid using a rodless pump.
Кроме того, в качестве бесштангового насоса применяют центробежный или винтовой, или мембранный, или любой другой насос с электроприводом; In addition, as a rodless pump, a centrifugal or screw, or diaphragm, or any other electric pump is used;
в качестве перепускного узла применяют дифференциальный узел ввода газа в колонну подъемных труб (для обеспечения периодической - непрерывно-дискретной работы естественного газлифта в частном случае); as a bypass unit, a differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes is used (to ensure periodic — continuously-discrete operation of the natural gas lift in a particular case);
циклический режим работы скважины задают изменением производительности отбора пластового флюида и/или периодическими остановками в отборе этого флюида; продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различ- ной, в том числе в отношении к работе дифференциального узла ввода газа в колонну подъемных труб (принимают широкий диапазон настроек упомянутого дифференци- ального узла); the cyclic mode of operation of the well is set by changing the productivity of the selection of formation fluid and / or periodic stops in the selection of this fluid; the duration of stops in the selection of formation fluid is different, including with respect to the operation of the differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes (a wide range of settings for the said differential unit is accepted);
в случае осуществления операции глушения в процессе эксплуатации скважины очистку призабойной зоны пласта осуществляют до удаления следов жидкости глуше- ния. in the case of a killing operation during the operation of the well, the bottom-hole zone of the formation is cleaned until traces of the killing fluid are removed.
Варианты осуществления изобретения Embodiments of the invention
Сущность изобретения заключается в том, что при эксплуатации скважины ис- пользуют бесштанговый насос и естественный газлифт (газлифт на попутном газе). Бесштанговый насос в основном используют в качестве средства для пуска скважины после технологических остановок, связанных с капитальным или подземным ремонтом скважины, выводом ее на режим стабильной работы газлифта. С помощью бесштанго- вого насоса и естественного газлифта обеспечивают кратковременный форсирован- ный режим работы скважины для очистки призабойной зоны продуктивного пласта - далее пласта. После этого с помощью бесштангового насоса и/или естественного газ- лифта обеспечивают нестационарный - циклический режим работы скважины для включения в дренирование пласта по всей его толщине и снижения, при этом, обвод- нения добываемой продукции скважины. Затем отключают бесштанговый насос и пере- ходят на основной режим эксплуатации скважины - режим газлифтной эксплуатации.
Его осуществляют до того времени, пока скважина не начнет, например, «глохнуть» от накапливающейся со временем воды. В этом случае скважину переключают на дру- гой режим эксплуатации - включают в работу бесштанговый насос без глушения сква- жины. Через некоторое время скважину переключают опять на основной режим - ре- жим газлифтной эксплуатации. При этом, необходимость повторения форсированного и циклического режимов работы скважины устанавливают по фактическим данным ра- боты скважины. В качестве возможного варианта газлифтной эксплуатации скважины может быть принят вариант газлифтной эксплуатации в периодическом режиме (непре- рывно-дискретная газлифтная эксплуатация). The essence of the invention lies in the fact that when operating a well, a rodless pump and natural gas lift (associated gas gas lift) are used. A rodless pump is mainly used as a means for starting a well after technological shutdowns associated with a major or underground well repair and putting it into stable operation of a gas lift. Using a rodless pump and a natural gas lift, a short-term forced mode of well operation is provided to clean the bottom-hole zone of the productive formation - further the formation. After that, using a rodless pump and / or natural gas lift, an unsteady - cyclic mode of well operation is provided for inclusion in the drainage of the formation along its entire thickness and reduction, while watering the produced production of the well. Then, the rodless pump is turned off and they switch to the main mode of well operation — the gas-lift operation mode. It is carried out until the well begins, for example, to “stall” from water accumulating over time. In this case, the well is switched to a different mode of operation - the rodless pump is switched on without plugging the well. After some time, the well is switched back to the main mode - gas-lift operation mode. At the same time, the necessity of repeating the forced and cyclic well operation modes is established based on the actual data of the well operation. As a possible variant of gas-lift operation of a well, a variant of gas-lift operation in periodic mode (continuous-discrete gas-lift operation) can be adopted.
Такое решение обеспечивает возможность оптимальной работы скважины прак- тически на собственном энергетическом ресурсе - на попутном газе в малой зависимо- сти от внешних условий. Небольшую энергетическую подпитку используют лишь на подготовительных этапах - для пуска или перезапуска скважины, или на настройку скважины на оптимальный режим при ее отклонениях от него в процессе эксплуата- ции. Возможность изобретения по настройке скважины на оптимальный режим ее рабо- ты обеспечивают циклическим режимом работы скважины, т. е., например, изменени- ем производительности во времени, давления отбора продукции, периодического от- ключения и пр. Циклический режим обеспечивает необходимый перепад давления ме- жду низкопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами пласта и существенно увели- чивает массообмен между ними. Such a solution provides the possibility of optimal well operation practically on its own energy resource - associated gas, which is little dependent on external conditions. A small energy feed is used only at the preparatory stages - to start or restart the well, or to set the well to the optimum mode when it deviates from it during operation. The invention’s ability to adjust the well to its optimal operating mode is ensured by a cyclic mode of well operation, i.e., for example, a change in productivity over time, production pressure, periodic shutdown, etc. The cyclic mode provides the necessary pressure drop - I wait for low-permeability and high-permeability zones of the reservoir and significantly increases the mass transfer between them.
В обводненных продуктивных пластах, например, с нефтью в виде разрознен- ных дислокаций такой режим воздействия обеспечивает подключение процессов гид- родинамических воздействий к низкопроницаемым нефтенасыщенным зонам, капил- лярных и/или гравитационно-капилярных процессов, а также и механизма снижения вязкости продукции скважины, например, нефти от ее непрерывного движения под дей- ствием постоянно действующих градиентов давлений. Неоднородная фильтрующая среда по высоте пласта при таких состояниях становится более однородной по характе- ру фильтрации, а менее вязкая продукции скважины наиболее благоприятно извлекает- ся газлифтом. Эффекты гидродинамического воздействия проявляются в большей сте- пени, если воздействия (переменные давления и состояния скважины) имеют достаточ- но высокую степень нестационарности. Именно нестационарность не позволяет разви- ваться привычным каналам фильтрации и росту обводнения продукции скважины по этим каналам.
Бесштанговый насос, а именно центробежный или винтовой, или мембранный, или другой насос с электроприводом применяют потому, что он обеспечивает более широкую (гибкую) возможность управления режимом его работы, особенно в паре с газлифтом чем, например, штанговый насос. In irrigated productive formations, for example, with oil in the form of disparate dislocations, such an exposure mode ensures the connection of hydrodynamic processes to low-permeable oil-saturated zones, capillary and / or gravity-capillary processes, as well as a mechanism for reducing the viscosity of well production, for example, oil from its continuous movement under the action of constantly acting pressure gradients. An inhomogeneous filter medium along the height of the reservoir under such conditions becomes more uniform in the nature of the filtration, and less viscous well production is most favorably removed by gas lift. The effects of hydrodynamic effects are manifested to a greater extent if the effects (variable pressure and well conditions) have a sufficiently high degree of non-stationarity. It is the non-stationarity that does not allow the development of familiar filtration channels and an increase in the water cut of well production through these channels. A rodless pump, namely a centrifugal or screw, or diaphragm, or other electric pump is used because it provides a wider (flexible) ability to control its operation, especially when paired with a gas lift, than, for example, a rod pump.
В качестве перепускного узла, обеспечивающего периодический режим работы скважины, может быть применен узел (клапан), выполненный, например, в виде под- вижного сопла для сообщения его входа с кольцевым пространством скважины и под- пружиненного плунжера с запорным наконечником, внутри которого размещен диффе- ренциальный механизм управления, обеспечивающий возможность периодического режима работы скважины (см., например, RU 2239696, 10.1 1.2004). As a bypass unit providing a periodic mode of operation of the well, a unit (valve) can be used, made, for example, in the form of a movable nozzle for communicating its entrance with the annular space of the well and a springed plunger with a locking tip, inside which a diffuser is placed - a potential control mechanism that provides the possibility of periodic operation of the well (see, for example, RU 2239696, 10.1 1.2004).
Периодический режим работы газлифта при определенных условиях (определя- ется индивидуально для каждого случая) может быть более предпочтительным, чем не- прерывный режим работы газлифта. Точно также в иных случаях более предпочти- тельным может быть принят вариант, обеспечивающий непрерывный режим работы газлифта. Для этого случая в качестве перепускного узла может быть принят узел в ви- де, например, сопел высокого и низкого давлений, между которыми размещена втулка с калиброванным осевым отверстием, а также заглушка, что обеспечивает возможность изменения объема добываемой продукции в сторону увеличения или уменьшения (см., например, RU 7916 U1, 10.01.2009). Вышеприведенные перепускные узлы приведены в качестве примеров для доказательства возможности осуществления способа с помощью известных средств. The periodic gas lift operation under certain conditions (determined individually for each case) may be more preferable than the continuous gas lift operation. Likewise, in other cases, a variant providing continuous operation of the gas lift may be more preferable. For this case, a node in the form of, for example, high and low pressure nozzles, between which a sleeve with a calibrated axial bore is located, as well as a plug, can be adopted as a bypass assembly, which makes it possible to increase or decrease the volume of produced products ( see, for example, RU 7916 U1, 10.01.2009). The above bypass nodes are given as examples to prove the feasibility of the method using known means.
Данный способ не ограничивает возможность применения других перепускных узлов для обеспечения работы естественного газлифта в дискретном или непрерывном режиме. This method does not limit the possibility of using other bypass nodes to ensure the operation of natural gas lift in discrete or continuous mode.
Изменение производительности отбора пластового флюида и/или использование периодических остановок в отборе этого флюида, а также то, что продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различной (от цикла к циклу) по- вышают степень нестационарности работы скважины и в еще большей степени повы- шают эффективность способа в части обеспечения или ускорения выхода скважины на режим с уменьшением обводнения добываемой продукции. Changes in the productivity of reservoir fluid selection and / or the use of periodic stops in the selection of this fluid, as well as the fact that the duration of the stops in the reservoir fluid selection are different (from cycle to cycle) increase the degree of unsteadiness of the well and increase even more the effectiveness of the method in terms of ensuring or accelerating the well’s output to the regime with a decrease in watering of the produced products.
Режим работы при непрерывно-дискретном газлифте осуществляют за счет из- менения режимов работы бесштангового насоса и/или естественного газлифта. При
этом могут быть периодически отключены бесштанговый насос и/или естественный газлифт. Последний, как вариант, может быть отключен с помощью средств канатной техники, спускаемых с устья под давлением без глушения скважины. The operation mode for a continuously-discrete gas lift is carried out by changing the operating modes of the rodless pump and / or natural gas lift. At In this case, a rodless pump and / or natural gas lift can be periodically shut off. The latter, as an option, can be turned off by means of cable technology, lowered from the wellhead under pressure without killing the well.
Вместе с тем, периодичность работы естественного газлифта, как вариант, мо- жет быть использована в общей схеме организации циклического режима работы сква- жины, например, в чередовании с остановками бесштангового насоса. При этом, поря- док организации циклического режима, от цикла к циклу, предпочтительно осуществ- лять по разному - возможно даже по случайному закону. At the same time, the periodicity of the natural gas lift operation, as an option, can be used in the general scheme of organizing the cyclic mode of the well operation, for example, in alternating with stops of the rodless pump. Moreover, the order of organization of the cyclic mode, from cycle to cycle, is preferably carried out in different ways - possibly even according to a random law.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
В скважину, например, нефтяную осуществляют спуск колонны подъемных труб, например, насосно-компрессорных труб (НКТ), выполняющих функцию лифто- вых, с бесштанговым насосом в нижней части, например, электроцентробежным. Выше электроцентробежного насоса на расчетной глубине устанавливают перепускной узел для обеспечения гидрогазодинамической связи кольцевого пространства скважины с колонной НКТ. В качестве перепускного узла используют, например, узел (клапан), выполненный в соответствии с вышеупомянутым патентом RU 2239696 или узел в со- ответствии с патентом RIJ 7916 U1 для обеспечения возможности ввода флюида из кольцевого пространства скважины в колонну НКТ. Запускают электроцентробежный насос. С выходом скважины на постоянный режим к приему электроцентробежного на- соса из пласта вместе с нефтью поступает попутный газ. Часть объема газа в результате естественной сепарации у приема электроцентробежного насоса выделяется из нефти и накапливается в полости над уровнем жидкости в кольцевом пространстве скважины (в пространстве между обсадной колонной скважины и колонной НКТ). По мере его нако- пления в кольцевом пространстве повышается давление. Под действием этого давления уровень жидкости оттесняется до перепускного узла. Происходит прорыв газа через перепускной узел. Затем в процессе работы насоса устанавливается монотонная подача газа под избыточным давлением через перепускной узел из кольцевого пространства в поток нефти (как правило, обводненной) внутри НКТ. После установления избыточно- го давления скважина начинает функционировать в установившемся режиме. Избыточ- ное давление обеспечивает необходимый перепад давлений между давлением в кольце- вом пространстве и давлением в НКТ на уровне (глубине) установки перепускного уз- ла. Обеспечение стабильной подачи газа в колонну НКТ через перепускной узел приво- дит к дополнительному газированию потока нефти и тем самым уменьшению ее плот-
ности по всей длине колонны НКТ. Пузырьки газа, попадая через перепускной узел в поток нефти, расширяются в объеме потока и сообщают ему дополнительную энергию. При этом повышается скорость подъема газожидкостного потока вверх. До- полнительное сообщение энергии попутного газа потоку нефти от электроцентробеж- ного насоса способствует повышению скорости подъема нефти в НКТ. При необходи- мости увеличивают производительность электроцентробежного насоса и осуществляют отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе элек- троцентробежного насоса и естественного газлифта. Это продолжают до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта. Если запуск скважины осуще- ствляют после капитального или подземного ремонта скважины, то очистку призабой- ной зоны пласта завершают по факту окончания выноса следов жидкости глушения на устье скважины. Устанавливают степень обводнения добываемой нефти по отбираемым пробам на устье скважины. При не допустимых величинах обводнения например, выше 80 % переходят на циклический режим работы скважины. Для этого, например, изме- няют производительность электроцентробежного насоса - вначале ее увеличивают, за- тем уменьшают, снова увеличивают и потом электроцентробежный насос останавли- вают. При этом контролируют обводнение нефти. При отклике обводнения на опреде- ленные действия эти действия берут за основу, но с вариациями для создания неста- ционарного режима в возможно большей степени. При снижении обводнения нефти и ее стабилизации переходят на основной режим эксплуатации - режим естественного газлифта постоянного или периодического действия. При этом обводнение нефти про- должают контролировать. Со временем при эксплуатации скважины до естественного увеличения обводнения пластового флюида операции с запуском электроцентробежно- го насоса повторяют. For example, an oil well is run into a column of lifting pipes, for example tubing pipes that perform elevator functions, with a rodless pump in the lower part, for example, an electric centrifugal pump. Above the electric centrifugal pump, at the calculated depth, a bypass assembly is installed to provide hydro-gas-dynamic communication of the annular space of the well with the tubing string. As a bypass unit, for example, a unit (valve) made in accordance with the aforementioned patent RU 2239696 or a unit in accordance with RIJ 7916 U1 is used to allow fluid from the annular space of the well to enter the tubing string. Start the electric centrifugal pump. When the well enters a constant mode, associated gas enters the electric centrifugal pump from the reservoir along with oil. Part of the gas volume as a result of natural separation at the reception of the electric centrifugal pump is released from oil and accumulates in the cavity above the liquid level in the annular space of the well (in the space between the casing of the well and the tubing string). As it accumulates in the annular space, the pressure increases. Under the influence of this pressure, the liquid level is pushed to the bypass assembly. A gas breakthrough occurs through the bypass assembly. Then, during the operation of the pump, a monotonous gas supply is established under excess pressure through the bypass assembly from the annular space into the oil flow (usually watered) inside the tubing. After the overpressure is established, the well begins to function in steady state. Overpressure provides the necessary pressure difference between the pressure in the annular space and the pressure in the tubing at the level (depth) of the installation of the bypass unit. Ensuring a stable gas supply to the tubing string through the bypass assembly leads to additional aeration of the oil flow and thereby decrease its density the entire length of the tubing string. Bubbles of gas, falling through the bypass node into the oil stream, expand in the volume of the stream and give it additional energy. This increases the rate of rise of the gas-liquid flow up. An additional supply of associated gas energy to the oil flow from the electric centrifugal pump helps to increase the rate of oil rise in the tubing. If necessary, they increase the productivity of the electric centrifugal pump and select formation fluid in the forced mode, with the simultaneous operation of the electric centrifugal pump and natural gas lift. This is continued until the desired depression and cleaning of the bottomhole formation zone is achieved. If a well is launched after overhaul or underground repair of a well, then the bottom-hole zone of the formation is cleaned up upon completion of the removal of traces of killing fluid at the wellhead. Establish the degree of watering of the produced oil from the samples taken at the wellhead. With not acceptable values of watering, for example, above 80%, they switch to a cyclic mode of operation of the well. For this, for example, the performance of the electric centrifugal pump is changed - at first it is increased, then it is reduced, it is increased again and then the electric centrifugal pump is stopped. At the same time, oil flooding is controlled. When the watering responds to certain actions, these actions are taken as a basis, but with variations to create an unsteady regime as much as possible. With a decrease in oil flooding and its stabilization, they switch to the main mode of operation - the natural gas lift mode of constant or periodic action. At the same time, oil flooding continues to be controlled. Over time, during the operation of the well until a natural increase in flooding of the reservoir fluid, operations with the start of the electric centrifugal pump are repeated.
Промышленная применимость Industrial applicability
Изобретение может быть применимо при добыче продукции из скважины, в ча- стности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высо- ким содержанием попутного газа в добываемой продукции.
The invention may be applicable in the production of products from a well, in particular oil, in case of complications associated with an increased gas factor - a high content of associated gas in the produced products.
Claims
1. Способ эксплуатации скважины, включающий спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным узлом над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса с накоплением попутного газа в кольцевом пространстве до избыточного давления, обеспечивающего возможность оттеснения жидкости из кольцевого пространства в колонну подъемных труб через перепускной узел, отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе бесштангового насоса и естественного газлифта до обеспече- ния заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта, циклический режим рабо- ты скважины до снижения обводнения пластового флюида и стабилизации обводнения, отключение бесштангового насоса и перевод скважины в основной режим - режим газ- лифтной эксплуатации, осуществление газлифтной эксплуатации до естественного уве- личения обводнения пластового флюида, последующее повторение операций с отбо- ром пластового флюида с помощью бесштангового насоса. 1. A method of operating a well, including the descent of a column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass assembly above the pump, the selection of reservoir fluid using a rodless pump with the accumulation of associated gas in the annular space to an overpressure that allows fluid to be forced out of the annular space into a column of lifting pipes through the transfer unit, the selection of reservoir fluid in forced mode - with the simultaneous operation of a rodless pump and natural gas lift to about Maintenance of a given depression and cleaning of the bottom-hole zone of the formation, cyclic operation of the well to reduce water cut of the formation fluid and stabilization of watering, shutting off the rodless pump and putting the well into the main mode — gas-lift operation, gas-lift operation to a natural increase formation fluid irrigation, subsequent repetition of operations with formation fluid sampling using a rodless pump.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве бесштангового насоса применяют центробежный или винтовой, или мембранный насос с электроприводом. 2. The method according to p. 1, characterized in that as a rodless pump, a centrifugal or screw pump or a membrane pump with an electric drive is used.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве перепускного узла приме- няют устройство, выполненное с возможностью его периодической работы. 3. The method according to claim 1, characterized in that a device made with the possibility of its periodic operation is used as a bypass node.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что циклический режим работы скважины задают изменением производительности отбора пластового флюида и/или периодиче- скими остановками в отборе этого флюида. 4. The method according to p. 1, characterized in that the cyclic mode of operation of the well is set by changing the productivity of the formation fluid and / or periodic stops in the selection of this fluid.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что продолжительность остановок в отбо- ре пластового флюида принимают различной. 5. The method according to claim 4, characterized in that the duration of stops in the selection of formation fluid is different.
6. Способ по п. 1 , отличающийся тем, в случае осуществления операции глуше- ния в процессе эксплуатации скважины очистку призабойной зоны пласта осуществ- ляют до удаления следов жидкости глушения. 6. The method according to p. 1, characterized in that in the case of the operation of killing during the operation of the well, the bottom-hole zone of the formation is cleaned before traces of the killing fluid are removed.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011111755/03A RU2457320C1 (en) | 2011-03-29 | 2011-03-29 | Well operation method |
RU2011111755 | 2011-03-29 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2012134327A1 true WO2012134327A1 (en) | 2012-10-04 |
Family
ID=46850738
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/RU2011/000283 WO2012134327A1 (en) | 2011-03-29 | 2011-04-29 | Well operating method |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2457320C1 (en) |
WO (1) | WO2012134327A1 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA029770B1 (en) * | 2015-10-05 | 2018-05-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2202034C2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-10 | ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" | Procedure bringing well to optimum condition after repair |
WO2007116008A1 (en) * | 2006-04-07 | 2007-10-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for optimising the production of a cluster of wells |
RU2394978C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Procedure for completion and operation of well |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1599526A1 (en) * | 1987-04-27 | 1990-10-15 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of operating deep-well oil-producing pump |
RU2068492C1 (en) * | 1992-04-03 | 1996-10-27 | Леонов Василий Александрович | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
RU2078910C1 (en) * | 1995-05-11 | 1997-05-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Method of oil recovery |
RU2295631C1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-03-20 | Александр Николаевич Дроздов | Immersed pump-ejector system for extracting oil |
RU2344274C1 (en) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) |
RU79615U1 (en) * | 2008-07-24 | 2009-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM FOR OIL PRODUCTION WITH A HIGH GAS FACTOR (OPTIONS) |
-
2011
- 2011-03-29 RU RU2011111755/03A patent/RU2457320C1/en not_active IP Right Cessation
- 2011-04-29 WO PCT/RU2011/000283 patent/WO2012134327A1/en active Application Filing
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2202034C2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-10 | ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" | Procedure bringing well to optimum condition after repair |
WO2007116008A1 (en) * | 2006-04-07 | 2007-10-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for optimising the production of a cluster of wells |
RU2394978C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Procedure for completion and operation of well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2457320C1 (en) | 2012-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
RU2620665C2 (en) | System and method for advanced fluid extraction from gas wells | |
RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
RU2484239C2 (en) | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation | |
RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
US20170167237A1 (en) | Wireline-Deployed Positive Displacement Pump For Wells | |
RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
WO2012134327A1 (en) | Well operating method | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2332559C2 (en) | Method for increasing well production | |
RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
RU2679779C1 (en) | Method of cleaning the filtration zone of a horizontal well with abnormally low last pressure | |
EA201290503A1 (en) | SYSTEM, METHOD AND CONFIGURATION FOR MAINTENANCE AND OPERATION OF BOTTLES | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2285787C1 (en) | Depleted gas pool development method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 11862413 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 11862413 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |