EA002678B1 - Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA002678B1 EA002678B1 EA200000949A EA200000949A EA002678B1 EA 002678 B1 EA002678 B1 EA 002678B1 EA 200000949 A EA200000949 A EA 200000949A EA 200000949 A EA200000949 A EA 200000949A EA 002678 B1 EA002678 B1 EA 002678B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- output
- input
- temperature
- measuring
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000012212 insulator Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 12
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 209
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 241001609370 Puschkinia scilloides Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 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
- E21B43/122—Gas lift
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/003—Insulating arrangements
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/22—Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like
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)
- Pipeline Systems (AREA)
- Exposure And Positioning Against Photoresist Photosensitive Materials (AREA)
Abstract
Изобретение предназначено для интенсификации добычи нефти бескомпрессорным газлифтом при уменьшении энергозатрат и исключении остановок из-за гидратообразования в газовых коммуникациях. Газ подают в нефтяную скважину непосредственно из газовой скважины по газопроводу, который снабжен распределенным по его длине нагревателем, при этом температуру внутренней поверхности трубы газопровода поддерживают выше температуры гидратообразования любой из составных компонент газовой среды в рабочем диапазоне параметров газа, а перед регулятором расхода газа температуру газа поддерживают на уровне Т≥(T+Δt), где T- наибольшая температура гидратообразования компоненты из состава газа, Δt - перепад температуры на регуляторе расхода газа. Устройство включает газовую скважину 1, газопровод 4, соединенный через регулятор расхода 24 с нефтяной скважиной 25, измеритель дебита нефти 27, устройство управления 10, измерительные входы которого соединены с измерителями расхода газа 23 и дебита нефти 25, а управляющий выход подключен к входу регулятора расхода газа 24. Устройство снабжено соединенным с газовой скважиной управляемым клапаном отсечки газа 7, управляющий вход которого подключен к устройству управления 10, газопровод 4 снабжен распределенным по его длине нагревателем 12, подключенным к выходу источника электропитания 15, и теплоизолятором 13. На входе газопровода 4 установлен датчик температуры газопровода 8, подключенный к устройству управления 10. Перед клапаном отсечки газа 7 установлены датчики температуры 5 и давления газа 6, выходы которых подключены к устройству управления 10, а перед регулятором расхода газа 24 и за ним установлены датчики температуры
Description
Область техники
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к бескомпрессорному газлифту, и может быть использовано при эксплуатации газлифтных скважин, преимущественно в районах Крайнего Севера.
Особенностью эксплуатации газлифтных скважин в районах Крайнего Севера, в частности на месторождениях Западной Сибири, являются низкие зимние температуры воздуха (до -55°С), наличие глубокого слоя вечной мерзлоты (до 300 м), сильные снежные заносы (до 1,5 м), низкая начальная температура газлифтного газа на устье газовых скважин (5-12°С). При этом сами газлифтные скважины расположены на безлюдной территории и должны функционировать в автоматическом режиме.
Предшествующий уровень техники
Известен способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий нагнетание по газовой линии в нефтяную скважину газа высокого давления, измерение температуры получаемого из скважины продукта, которая зависит от температуры нагнетаемого газа, регулирование расхода газа регулирующим клапаном и контроль его положений для оптимизации добычи флюида (см. патент США № 4267885, МКИ Е21В 43/12, 1981 г.).
Основным недостатком известного способа является низкая точность регулирования расхода газа при колебаниях температуры лифтового газа, подаваемого в скважину, особенно при бескомпрессорном газлифте, из-за больших перепадов давления и температуры газа на регулирующем клапане и как следствие - неоптимальный режим работы скважины.
В качестве прототипа для заявляемого изобретения выбран способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий подачу в газлифтную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида и определение оптимального режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа (см. патент США № 4738313, МКИ Е21В 43/12, 1988 г.).
Основными недостатками известного способа являются его ограниченные область применения и эксплуатационные возможности, т. к. для своей реализации в условиях Крайнего Севера он требует очень больших материальных и людских затрат из-за необходимости использования в качестве источника газа высокого давления либо газоперерабатывающего завода (централизованная система компрессорного газлифта), подающего по протяженному теплоизолированному газопроводу очищенный, осушенный и подогретый газ, либо компрессора (децентрализованная система кустового компрес сорного газлифта), требующего специальных дорогостоящих мер по дополнительной подготовке газа (очистке, осушке, компримированию). Это снижение экономической эффективности добычи нефти обусловлено в первую очередь низкой температурой и высокой влажностью используемого многокомпонентного природного газа, приводящими к гидратообразованию в газовых коммуникациях, сужающем устройстве измерителя расхода газа и регуляторе расхода газа, и требующих специальных дорогостоящих мер борьбы, таких как очистка и осушка газа, подача ингибиторов гидратообразования. Особенно остро эта проблема встает при частых периодических перепадах давления в широких пределах, а значит и при перепадах температуры на регулирующем расход газа устройстве, что связано с известным эффектом Джоуля - Томсона ( падение температуры газа на дросселирующем устройстве).
В качестве прототипа для заявляемого устройства выбрано устройство для эксплуатации газлифтной скважины, включающее источник газа высокого давления, соединенный газопроводом с нефтяной скважиной через регулятор расхода газа, устройство управления на базе контроллера, один из измерительных входов которого соединен с выходом измерителя дебита добываемого флюида, установленного на выходе нефтяной скважины, а другой соединен с выходом измерителя расхода газа, установленным в газопроводе, при этом управляющий выход контроллера подключен ко входу регулятора расхода газа. Устройство измеряет расход нагнетаемого газа и дебита добываемой жидкости при различных расходах газа, периодически устанавливает зависимость между расходом газа и дебитом добываемой жидкости и определяет оптимальный режим эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа (см. патент США № 4738313, МКИ Е21В 43/12, 1988 г.).
Основными недостатками устройства, как и вышеупомянутого способа, являются его ограниченные область применения и эксплуатационные возможности, обусловленные теми же причинами, что и у способа, а именно низкой экономической эффективностью добычи нефти из-за высоких затрат на устранение гидратообразований в газовых коммуникациях, сужающем устройстве измерителя расхода газа и регуляторе расхода газа.
Раскрытие изобретения
В основу изобретения поставлена задача, направленная на расширение области применения и эксплуатационных возможностей способа эксплуатации газлифтной скважины, осуществляемого при работе в автоматическом режиме бескомпрессорного газлифта, когда в качестве источника газа высокого давления используется газ из газовой скважины, в том числе в сложных климатических условиях Крайнего Севера.
Согласно изобретению, в способе эксплуатации газлифтной скважины, включающем подачу в нефтяную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу с регулирующим расход газа устройством, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида с определением оптимального режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа. Это достигается тем, что в качестве источника газа используют газовую скважину, при этом дополнительно измеряют температуру газа в газопроводе, поддерживают температуру внутренней поверхности газопровода на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент газовой среды газовой скважины в рабочем диапазоне параметров газа, а температуру газа перед регулирующим расход газа устройством поддерживают на уровне
Т > (Τι+Δί) (1) где Τι - наибольшая температура гидратообразования компоненты из состава газовой среды газовой скважины,
Δΐ - перепад температуры газа на устройстве регулирования расхода.
Выполнение указанных тепловых режимов позволяет исключить условия возникновения гидратообразования при газлифтной добыче нефти.
Согласно изобретению, в устройстве для эксплуатации газлифтной скважины, включающем источник газа высокого давления, соединенный газопроводом через регулятор расхода газа с нефтяной скважиной, измеритель расхода флюида, установленный на выходе нефтяной скважины, устройство управления, первый измерительный вход которого соединен с выходом измерителя расхода газа, установленным в газопроводе, второй измерительный вход соединен с выходом измерителя расхода флюида, а его первый управляющий выход подключен ко входу регулятора расхода газа, достигается тем, что в качестве источника газа высокого давления использована газовая скважина с управляемым клапаном отсечки газа, управляющий вход которого подключен ко второму управляющему выходу устройства управления, а выход клапана отсечки газа соединен с газопроводом, который снабжен распределенным по всей длине нагревателем, подключенным к выходу источника электропитания, и теплоизолятором, расположенным поверх нагревателя, причем на входе газопровода установлен датчик температуры газопровода, подключенный к третьему измерительному входу устройства управления, при этом перед клапаном отсечки газа установлены первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, выходы которых подключе ны к четвертому и пятому измерительным входам устройства управления, а перед регулятором расхода газа и за ним установлены второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, выходы которых подключены соответственно к шестому, седьмому, восьмому и девятому измерительным входам устройства управления. Указанное выполнение устройства позволяет исключить проблему гидратообразования при всех возможных режимах работы газлифтной скважины.
Целесообразно источник электропитания выполнить с возможностью регулирования выходной мощности, а его управляющий вход подключить к третьему управляющему выходу устройства управления, что позволит оперативно и экономно производить разогрев газопровода, избегая его перегрева.
Выгодно источник электропитания выполнить с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнить секционным, при этом секции нагревателя распределить вдоль газопровода и подключить к многоканальному выходу источника электропитания, что позволит дополнительно повысить экономичность разогрева газопровода.
Целесообразно источник электропитания выполнить с возможностью регулирования выходной мощности, а его управляющий вход подключить к третьему управляющему выходу устройства управления, что позволит оперативно и экономно производить разогрев газопровода, избегая его перегрева.
Выгодно источник электропитания выполнить с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнить секционным, при этом секции нагревателя распределить вдоль газопровода и подключить к многоканальному выходу источника электропитания, что позволит дополнительно повысить экономичность разогрева газопровода.
Перспективно для упрощения монтажа каждую секцию нагревателя выполнить в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода и образующей с ним тепловой контакт.
Целесообразно также для упрощения устройства и повышения надежности его функционирования, первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, управляемый клапан отсечки газа, а также датчик температуры трубы объединить в конструктивный модуль, выполненный в виде входного термостата, датчик температуры которого соединить с десятым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключить к четвертому управляющему выходу устройства управления.
Целесообразно также для упрощения устройства и повышения надежности его функционирования второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления га5 за, измеритель и регулятор расхода газа объединить в конструктивный модуль, выполненный в виде выходного термостата, датчик температуры которого соединить с одиннадцатым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключить к пятому управляющему выходу устройства управления.
Заявляемые способ и устройство позволяют решить проблему исключения гидратообразования новым, эффективным и экономичным методом и обеспечивают надежную эксплуатацию газлифтной скважины в автоматическом режиме в условиях Крайнего Севера.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена структурная схема заявляемого устройства;
на фиг. 2 приведена структурная схема устройства управления на базе микропроцессорного контроллера;
на фиг. 3 приведен рисунок, поясняющий расположение секций нагревателя на газопроводе;
На фиг. 4 приведены зависимости необходимой мощности нагревателя для различных расходов газа через газопровод при постоянном значении перепада давления (температуры) на регуляторе расхода газа;
на фиг. 5 представлена структурная схема многоканального источника электропитания.
Лучший вариант осуществления изобретения
Представленное на фиг. 1 устройство для газлифтной добычи нефти содержит газовую скважину 1, насосно-компрессорную трубу 2, размещенную в газовой скважине, выход которой соединен со входным термостатом 3, внутри которого расположен фрагмент газопровода 4 с установленными на нем датчиками температуры газа 5 и давления газа 6, управляемым клапаном отсечки газа 7 и датчиком температуры газопровода 8. Датчики температуры газа 5, давления газа 6, температуры газопровода 8 и температуры входного термостата 9 соединены с измерительными входами контроллера 10, а вход управления клапана отсечки газа 7 подключен к управляющему выходу контроллера 10. Входной термостат 3 соединен с газопроводом 11, на котором размещены нагреватель 12 и теплоизоляция 13. Нагреватель 12 выполнен секционным (см. фиг. 3). Каждая секция 14 нагревателя 12 выполнена в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода 11 с образованием теплового контакта, и распределена вдоль его длины. При этом все секции 14 подключены к многоканальному выходу источника электропитания 15 с регулируемой выходной мощностью, управляемой напряжением с управляющего выхода контроллера 10. Выходной конец газопровода 11 соединен с выходным термостатом 16, датчик температуры 17 которого подключен к измерительному входу контроллера 10, а его вход управления подключен к управляющему выходу контроллера 10. Внутри термостата 16 расположен фрагмент газопровода 18 с установленными на нем датчиками температуры газа 19 и 20, датчиками давления газа 21 и 22, измерителем расхода газа 23 (все датчики и измеритель расхода газа подключены к измерительным входам контроллера 10), а также регулятором расхода газа 24, управляющий вход которого подключен к управляющему выходу контроллера 10. Выходной термостат 16 соединен с нефтяной скважиной 25, а ее лифтовая труба 26 соединена через измеритель расхода флюида 27 с выкидной линией 28.
Представленный на фиг. 2 контроллер 10 состоит из микропроцессора 29, постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) 30, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 31, устройства ввода-вывода 32, аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 33, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП) 34 и выходных ключей 35, соединенных между собой посредством системной шины 36. С устройством ввода-вывода 32 соединены клавиатура 37 и индикатор 38.
На фиг. 4 приведены зависимости необходимой мощности нагревателя для различных расходов газа через газопровод при постоянном значении перепада давления (температуры) на устройстве регулирования расхода газа и включают график 39 (для расхода газа V), график 40 (для расхода газа 0,5 V) и график 41 (для расхода газа 0,25 V).
Представленный на фиг. 5 многоканальный источник электропитания 15 состоит из многофазной сети переменного напряжения 42, к выходу которой подключены силовые ключи 43, управляемые коммутатором 44 с выхода контроллера 10. Выходы силовых ключей 43 через управляемые тиристорные ключи 45 соединены с секциями 14 нагревателя 12, а входы тиристорных ключей 45 подключены к выходу контроллера 10 через схему развязки (оптронные ключи) 46.
Устройство работает следующим образом. В исходном состоянии управляемый клапан отсечки газа 7 закрыт, клапан регулятора расхода 24 закрыт, нагреватель трубы 12 отключен. В контроллер 10 поступают сигналы с датчиков температуры 5 и давления газа 6 на выходе газовой скважины 1, датчика температуры газопровода 11, датчика температуры газа в трубе 23, датчика давления газа 22 нефтяной скважины 25. На основании указанных исходных данных контроллер 10 осуществляет расчет максимально возможного перепада давления и температуры на регуляторе расхода газа 24 на момент запуска скважины 25. Далее по команде контроллера 10, поступившей на управляющий вход клапана отсечки газа 7, его клапан открывается, и одновременно включается нагреватель 12 (все его секции 14) на максимальную мощность источника питания 15. Газопровод 11 при максимальной мощности нагревателя 12 быстро прогревается при нулевом расходе газа до максимального значения, например 75°С, что фиксируется контроллером 10 на основании сигнала с датчика температуры газопровода 8. После этого контроллер 10 подает команду на управляющий вход регулятора расхода газа 24, приоткрывается его клапан и газ начинает поступать в нефтяную скважину 25. При этом процесс непрерывно контролируется: расход - измерителем расхода газа 19; перепад давления на регуляторе расхода газа 24 - датчиками давления 21 и 22; изменение температур газа и газопровода - датчиками температуры 5, 23, 20 и 8. Температура газа и газопровода 11 в контрольных точках должна быть в пределах, заданных уставками технологической карты управления скважиной и хранящихся в ПЗУ 30 контроллера 10. После достижения требуемого рабочего значения расхода газа устройство переходит в режим поддержания рабочего расхода газа. Контроллер 10 по показаниям датчиков температуры 5, 23, 20, 8 и датчиков давления 6, 21, 22, а также измерителя расхода газа 19 производит расчет необходимой для поддержания расчетных значений температур газа и газопровода мощности нагревателя и дает команду на источник электропитания 15 на ступенчатое уменьшение мощности нагревателя 12 путем отключения ряда его секций 14 (отключение секций 14 производится коммутатором 44) с последующим их плавным регулированием (напряжение управления с контроллера 10 через схему развязки 46 и управляемые тиристорные ключи 45 изменяет напряжение питание секций 14), либо в случае необходимости плавным регулированием всех секций 14 нагревателя 12 без их отключения. Устройство перешло в режим автоматического регулирования температур газа и газопровода, используя в качестве сигналов обратной связи текущие значения параметров газа, поступающие с датчиков температуры, давления и измерителя расхода газа. При этом в случае изменения какого-либо из указанных параметров, например начальной температуры газа из газовой скважины 1, контроллер 10 выдает команду на изменение мощности нагревателя 12.
При переходе устройства газлифтной добычи нефти в режим самонастройки на оптимальный режим добычи, когда по заданной программе меняется расход газа от текущего значения до минимального, а затем до максимального с определением максимального дебита скважины, контролируемого с помощью измерителя расхода флюида 27, контроллер 10 обеспечивает следующий режим поддержания температуры газопровода и газа в нем:
- при повышении температуры газа за регулятором расхода 24 (датчик температуры 20) снижается мощность нагревателя 12 с учетом скорости роста перепада давления на клапане регулятора расхода 24;
- при понижении температуры газа за регулятором расхода 24 до расчетной повышается мощность нагревателя 12 с учетом скорости снижения или роста перепада давления на клапане регулятора расхода 24, при этом мощность может регулироваться как ступенчато, так и плавно.
После самонастройки устройство переходит на новый режим расхода газа, соответствующий оптимальной добыче флюида в изменившихся условиях (изменение производительности пласта флюида, изменение давления газовой скважины, изменение начальной температуры газа газовой скважины). Контроллер 10 при этом обеспечивает режим поддержания расчетных значений температур газопровода и газа в нем аналогично описанному выше.
Во всем рабочем диапазоне температур окружающего воздуха (от -55 до 50°С) все датчики температуры, давления, измеритель и регулятор расхода газа, устройство отсечки газа работают в диапазоне температур от 5 до 35°С, что обеспечивается входным 3 и выходным 16 термостатами, поддержание температуры которых производится контроллером 10 на основании данных с датчиков их температур 9 и 17.
Таким образом за счет оперативного регулирования мощности, подаваемой на нагреватель 12, температуру на внутренней поверхности газопровода 11, а значит и в пограничном слое протекающего по ней газа, поддерживают на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент используемого природного газа и обеспечивают необходимое для текущего значения расхода газа превышение его температуры перед регулятором расхода газа 24. Это превышение температуры компенсирует падение температуры газа при его дросселировании и исключает процесс гидратообразования на выходе устройства 24.
Техническая применимость
Ниже приведены технические характеристики газлифтной скважины, на которой используются заявляемые способ и устройство:
диапазон рабочих расходов лифтового газа, м3/сутки - (30000 - 120000);
максимальный дебит флюида, т/сутки - 480;
максимальное давление лифтового газа, МПа-14;
среднее давление лифтового газа, МПа 11, 25;
начальная температура лифтового газа, °С-12; состав лифтового газа, %-мольный - 99 метан; плотность метана, кг/м3 - 0,71;
влагосодержание лифтового газа, кг/ЮООм31,4;
удельная теплоемкость метана (при среднем давлении 12 МПа), Кдж/кг°С - 3,0;
минимальная температура окружающего воздуха, °С - (-55);
максимальный рабочий перепад давления на регулирующем устройстве, МПа-3;
наружный диаметр газопровода, мм - 85; внутренний диаметр газопровода, мм - 77; материал газопровода - сталь;
в качестве клапана отсечки газа использован шаровой клапан типа МА 39024-080 (Германия);
в качестве регулятора расхода газа использовано устройство типа С 1-86 νΕΟΎΕΡδΖΕΚ (Венгрия);
в качестве датчиков температуры применены термопреобразователи сопротивления типа ТСМУ 9701 (Россия);
в качестве датчиков давления применены датчики типа ПТ-3 (Россия);
в качестве измерителя расхода газа использован диафрагменный расходомер на основе сужающего устройства с прибором типа ПТ3РД (Россия);
в качестве контроллера использован контроллер А11еп-Втаб1еу фирмы Еоек\\'с11 ЛиЮтаΐΐοη (США);
в качестве нагревателей использованы гибкие нагреватели ΛιιΙο-Тгасе фирмы Ваусйет (США).
Для метана, составляющего основу лифтового газа, температура гидратообразования при 14 МПа равна 20°С. Максимальный рабочий перепад температуры на регулирующем устройстве при максимальном рабочем перепаде давления в 3 МПа составляет около 30°С. Значит температуру газопровода на всем его протяжении поддерживают на уровне Т > 20°С, а температуру газа перед регулирующим расход устройством поддерживают на уровне Т > 50°С. Заданные параметры температур лифтового газа в газопроводе автоматически поддерживаются микропроцессорным устройством управления, которое преобразует в цифровую форму аналоговые сигналы первичных датчиков температуры, давления, расхода газа, производит необходимые вычисления, сравнивает значения параметров с уставками, заданными технологической картой управления скважиной, вырабатывает сигналы управления регулятором расхода газа и регулятором мощности источника питания нагревателя газопровода в соответствии с заданным программой алгоритмом управления,
Этот пример убедительно демонстрирует преимущество данного изобретения по сравнению с прототипом.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ эксплуатации газлифтной скважины, включающий подачу в нефтяную скважину газа из источника высокого давления по газопроводу с регулирующим расход газа устройством, измерение расхода нагнетаемого газа и дебита добываемого флюида при различных расходах газа, периодическое установление зависимости между расходом газа и дебитом добываемого флюида с определением оптималь ного режима эксплуатации газлифтной скважины в рабочем диапазоне расходов газа, отличающийся тем, что в качестве источника газа используют газовую скважину, при этом дополнительно измеряют температуру газа в газопроводе, поддерживают температуру внутренней поверхности газопровода на уровне выше температуры гидратообразования любой из составных компонент газовой среды газовой скважины в рабочем диапазоне параметров газа, а температуру газа перед регулирующим расход газа устройством поддерживают на уровнеТ>(Т1 + Δί), гдеТ1 - наибольшая температура гидратообразования компоненты из состава газовой среды газовой скважины,Δί - перепад температуры газа на устройстве регулирования расхода.
- 2. Устройство для эксплуатации газлифтной скважины, включающее источник газа высокого давления, соединенный газопроводом через регулятор расхода газа с нефтяной скважиной, измеритель расхода флюида, установленный на выходе нефтяной скважины, устройство управления, первый измерительный вход которого соединен с выходом измерителя расхода газа, установленного в газопроводе, второй измерительный вход соединен с выходом измерителя расхода флюида, а его первый управляющий выход подключен ко входу регулятора расхода газа, отличающееся тем, что в качестве источника газа высокого давления использована газовая скважина с управляемым клапаном отсечки газа, управляющий вход которого подключен ко второму управляющему выходу устройства управления, а выход клапана отсечки газа соединен с газопроводом, который снабжен распределенным по всей длине нагревателем, подключенным к выходу источника электропитания, и теплоизолятором, расположенным поверх нагревателя, причем на входе газопровода установлен датчик температуры газопровода, подключенный к третьему измерительному входу устройства управления, при этом перед клапаном отсечки газа установлены первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, выходы которых подключены к четвертому и пятому измерительным входам устройства управления, а перед регулятором расхода газа и за ним установлены второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, выходы которых подключены соответственно к шестому, седьмому, восьмому и девятому измерительным входам устройства управления.
- 3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что источник электропитания выполнен с возможностью регулирования выходной мощности, а его управляющий вход подключен к третьему управляющему выходу устройства управления.
- 4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что источник электропитания выполнен с многоканальным выходом, а нагреватель газопровода выполнен секционным, при этом секции нагревателя распределены вдоль длины газопровода и подключены к многоканальному выходу источника электропитания.
- 5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что каждая секция нагревателя выполнена в виде гибкой ленты, закрепленной на поверхности газопровода и образующей с ним тепловой контакт.
- 6. Устройство по п.2, отличающееся тем, что первый датчик температуры газа и первый датчик давления газа, управляемый клапан отсечки газа, а также датчик температуры трубы объединены в конструктивный модуль, выполненный в виде входного термостата, датчик температуры которого соединен с десятым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключен к четвертому управляющему выходу устройства управления.
- 7. Устройство по п.2, отличающееся тем, что второй и третий датчики температуры газа и второй и третий датчики давления газа, измеритель и регулятор расхода газа объединены в конструктивный модуль, выполненный в виде выходного термостата газопровода, датчик температуры которого соединен с одиннадцатым измерительным входом устройства управления, а управляющий вход термостата подключен к пятому управляющему выходу устройства управления.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU1999/000201 WO2000079096A1 (fr) | 1999-06-17 | 1999-06-17 | Procede d'exploitation d'un puits a extraction par ejection et dispositif de mise en oeuvre de ce procede |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200000949A1 EA200000949A1 (ru) | 2001-08-27 |
| EA002678B1 true EA002678B1 (ru) | 2002-08-29 |
Family
ID=20130364
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200000949A EA002678B1 (ru) | 1999-06-17 | 1999-06-17 | Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU6011899A (ru) |
| EA (1) | EA002678B1 (ru) |
| WO (1) | WO2000079096A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2503744A (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-08 | Framo Eng As | Thermal management to prevent formation of hydrates in subsea hydrocarbon recovery system |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4154297A (en) * | 1977-12-08 | 1979-05-15 | Sun Oil Company | Lift gas heat exchanger |
| US4738313A (en) * | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
| RU2051202C1 (ru) * | 1993-07-12 | 1995-12-27 | Арутюнов Владимир Сергеевич | Способ предупреждения гидратообразования |
| RU2070277C1 (ru) * | 1995-06-29 | 1996-12-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления |
-
1999
- 1999-06-17 AU AU60118/99A patent/AU6011899A/en not_active Abandoned
- 1999-06-17 EA EA200000949A patent/EA002678B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-06-17 WO PCT/RU1999/000201 patent/WO2000079096A1/ru active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2000079096A1 (fr) | 2000-12-28 |
| AU6011899A (en) | 2001-01-09 |
| EA200000949A1 (ru) | 2001-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100470435C (zh) | 恒温液循环装置及该装置的温度控制方法 | |
| EP1917093B1 (en) | Improved device for cool drying | |
| EP1884730B1 (en) | A tunnel kiln for ceramic products | |
| GB2315320B (en) | Apparatus and method for regulating temperature in a cryogenic test chamber | |
| CA2562312A1 (en) | Energy saving water heater | |
| RU2180771C2 (ru) | Электрическая нагревательная система | |
| CN108194110B (zh) | 一种寒区隧道保温系统及安装方法 | |
| KR950033327A (ko) | 터널형 냉동기 | |
| RU2137910C1 (ru) | Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления | |
| EA002678B1 (ru) | Способ эксплуатации газлифтной скважины и устройство для его осуществления | |
| KR102397129B1 (ko) | 가열장치 및 그 제어방법 | |
| GB2623696A (en) | Flow control for geothermal well | |
| US2583761A (en) | Pipe or hose conduit with heating means | |
| CN101435626B (zh) | 热风加热装置 | |
| CN108153347A (zh) | 一种岩心模型管内壁面绝热控制装置及方法 | |
| US6386148B1 (en) | Steam-raising system | |
| JPH04155102A (ja) | ボイラの並列運転制御装置 | |
| JP2013148195A (ja) | 水素ガス補給制御システム | |
| CN207266912U (zh) | 一种适用于低温工况的间歇喷淋系统 | |
| CN219771954U (zh) | 一种玻璃熔炉的冻融阀 | |
| CN219572266U (zh) | 热水器、热水系统 | |
| RU2653529C1 (ru) | Устройство для обогрева криогенного аппарата | |
| US6044907A (en) | Two phase heat generation system and method | |
| SU771422A1 (ru) | Система регулировани технологического режима установки низкотемпературной сепарации газа | |
| EP2996010A1 (en) | Pressure regulating and reducing gas flow device and method for pressure regulating and pressure reducing a gas flow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |