RU2058476C1 - Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells - Google Patents
Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2058476C1 RU2058476C1 RU93032601A RU93032601A RU2058476C1 RU 2058476 C1 RU2058476 C1 RU 2058476C1 RU 93032601 A RU93032601 A RU 93032601A RU 93032601 A RU93032601 A RU 93032601A RU 2058476 C1 RU2058476 C1 RU 2058476C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- chamber
- pipe
- fluid
- tubing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин. The invention relates to the gas industry and can be used in the operation of flooded gas and gas condensate wells.
Известно устройство для подъема жидкости с забоя скважины [1] состоящее из узлов захвата и фиксации и диспергирующего элемента с корпусом. Диспергирование жидкости в данном устройстве осуществляется в кольцевом зазоре между упругими пластинами диспергирующего элемента и внутренней полостью колонны лифтовых труб. Оптимальное условие диспергирования жидкости достигается постоянством скорости движения газожидкостного потока (ГЖП), которое обеспечивается регулированием кольцевого зазора. A device for lifting fluid from the bottom of the well [1] consisting of nodes capture and fixation and a dispersing element with a housing. The dispersion of the liquid in this device is carried out in the annular gap between the elastic plates of the dispersing element and the inner cavity of the column of elevator pipes. The optimal dispersion condition for the liquid is achieved by the constancy of the gas-liquid flow rate (GJF), which is ensured by the regulation of the annular gap.
Известное устройство не обеспечивает максимального выноса пристенного слоя стекающей по внутренней стенке трубы жидкости. The known device does not provide maximum removal of the wall layer flowing down the inner wall of the pipe fluid.
Наиболее близким к предлагаемому является устройство для периодического газлифтного подъема жидкости из скважины [2] содержащее камеру замещения в виде установленного внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) перевернутого стакана и переливного патрубка с фланцем, образующим со стаканом полость, в нижней части гидравлически связанную с внутренней полостью НКТ. Closest to the proposed device is a periodic gas-lift lifting fluid from the well [2] containing a replacement chamber in the form of an inverted nozzle installed inside the tubing and tubing and an overflow nozzle with a flange forming a cavity in the lower part hydraulically connected to the inside tubing cavity.
Недостатком этого устройства являются гидравлические сопротивления потоку и вследствие этого потери давления при прохождении основного потока газа через переливной патрубок и полость, аккумулирующую газовые пузырьки. Кроме того, эффективность работы данного устройства снижается при возрастании доли газа в ГЖП. The disadvantage of this device is the hydraulic flow resistance and, consequently, the pressure loss during the passage of the main gas stream through the overflow pipe and the cavity that accumulates gas bubbles. In addition, the efficiency of this device decreases with an increase in the proportion of gas in the liquid fuel.
Технический результат изобретения повышение эффективности работы устройства за счет предотвращения накопления жидкости на забое скважины и организации самопроизвольного ее выброса в газовый поток. The technical result of the invention is to increase the efficiency of the device by preventing the accumulation of fluid at the bottom of the well and organizing spontaneous discharge into the gas stream.
Указанный технический результат достигается тем, что в колонне НКТ образуется камера, выполненная в виде цилиндрической трубы и расположенного в ней патрубка по принципу "труба в трубе", связанных в нижней части герметизирующим кольцом. Патрубок в верхней части снабжен отводами в виде размещенных в полости, образованной трубой и патрубком, вертикальных коленчатых трубок, концы которых оставлены открытыми. The specified technical result is achieved by the fact that a chamber is formed in the tubing string made in the form of a cylindrical pipe and a pipe located in it according to the “pipe in pipe” principle, connected at the bottom by a sealing ring. The pipe in the upper part is equipped with bends in the form of vertical bent pipes placed in the cavity formed by the pipe and pipe, the ends of which are left open.
Существенным отличием предлагаемого устройства в сравнении с прототипом является то, что за счет конструктивного исполнения, т.е. камеры накопления жидкости, предотвращается образование столба жидкости на забое. Кроме того, при увеличении количества жидкости в стволе скважины стержневой режим самопроизвольно переходит в газлифтный. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "новизна". A significant difference of the proposed device in comparison with the prototype is that due to the design, i.e. fluid accumulation chambers, formation of a liquid column at the bottom is prevented. In addition, with an increase in the amount of fluid in the wellbore, the core mode spontaneously changes to gas-lift mode. Therefore, the claimed technical solution meets the criteria of the invention of "novelty."
При просмотре аналогичных технических решений заявляемая совокупность существенных признаков, позволяющая достичь технический результат, не обнаружена, что дает основание считать заявляемое техническое решение соответствующим критерию изобретения "изобретательский уровень". When viewing similar technical solutions, the claimed combination of essential features, allowing to achieve a technical result, is not found, which gives reason to consider the claimed technical solution as meeting the criteria of the invention "inventive step".
На чертеже показано устройство для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, продольный разрез. The drawing shows a device for removing fluid from gas and gas condensate wells, a longitudinal section.
Устройство состоит из НКТ 1, в которую соосно помещается рабочий патрубок 2 по принципу "труба в трубе". Верхняя часть патрубка 2 оборудована вертикальными коленчатыми трубками 3, которые верхними концами крепятся резьбой или сваркой под углом 60о к патрубку 2 через сквозные отверстия 9 и служат для соединения камеры 4 с потоком газа, движущимся по НКТ 1. Камера 4 герметизируется снизу кольцом 5. Нижняя часть устройства закрепляется на НКТ 1 стопорами 6, расположенными асимметрично. Верхний конец патрубка 2 снабжен направляющими 8 и закреплен на трех бобышках 7, выполняющих функции распорок между рабочим патрубком 2 и НКТ 1. Стопоры 6 и бобышки 7 фиксируются сваркой. Кольцо 5 крепится к рабочему патрубку 2 посредством сварного шва по всему периметру. Для обеспечения герметизации посадочного участка между кольцом 5 и НКТ 1 используется эпоксидная смола с отвердителем.The device consists of tubing 1, in which the working
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Стекающая по стенкам НКТ 1 жидкость попадает в камеру 4, накапливается там до достижения уровня отверстия 9 и выносится в поток газа через трубки 3 за счет сифонного эффекта. Затем происходит накопление новой порции жидкости. Если энергии газового потока недостаточно для выноса жидкости и она зависает в нем, то наступает момент, когда количество жидкости в стволе скважины больше критического для существования стержневого режима. В этом случае скважина самопроизвольно переходит на газлифтную подачу газожидкостной смеси на поверхность, с целью предотвращения стекания части жидкости по внутренней стенке патрубка 2 через отверстие 9 небольшой участок патрубка 2 покрывают термостойким материалом, обладающим гидрофобными свойствами. Это способствует образованию не пристенного слоя, а капель жидкости, которые легко уносятся основным потоком газа. В качестве материала, образующего гидрофобную поверхность, может быть рекомендована фурфурол-фураномочевинная смола. The liquid flowing along the walls of the tubing 1 enters the chamber 4, accumulates there until the level of hole 9 is reached, and is carried out into the gas stream through the tubes 3 due to the siphon effect. Then there is an accumulation of a new portion of liquid. If the energy of the gas stream is not enough for the removal of fluid and it hangs in it, then there comes a time when the amount of fluid in the wellbore is more critical to the existence of the core mode. In this case, the well spontaneously switches to a gas-lift supply of a gas-liquid mixture to the surface, in order to prevent part of the liquid from draining along the inner wall of the
Обводненная газовая или газоконденсатная скважина может быть снабжена одним устройством для удаления жидкости обязательно на забое или несколькими, расположенными на расстоянии 700.1000 м друг от друга, начиная с забоя скважины. A watered gas or gas condensate well may be equipped with one device for removing liquid, necessarily at the bottom or several located at a distance of 700.1000 m from each other, starting from the bottom of the well.
Пример использования устройства на обводненной газовой скважине, характеризующейся следующими параметрами: дебит газа qг 550 тыс. м3/сут, дебит воды qв 2,1 м3/сут, пластовое давление Рпл 130 ат, устьевое давление Ру 80 ат, устьевая температура Ту353 К, забойная температура Т3 377 К, диаметр НКТ dнкт 0,1 м, плотность воды ρв 1076 кг/м3, глубина скважины h 2502 м, критическое давление Ркр 46,9 ат, критическая температура Ткр 192,91 К. С такими параметрами скважина проработала 50 сут. За это время накопился столб жидкости высотой 243,8 м, вследствие чего забойное давление повысилось до 131,6 ат и скважина самозадавилась. Суммарное количество добытого за это время газа составило 21157 тыс·м3. Для восстановления работы скважины необходимо проделать ремонтные работы, связанные с выпуском большого количества газа в атмосферу с абсолютно свободным дебитом в течение 2-3 сут.Example of use of the device watered gas well, characterized by the following parameters: gas flow rate q g 550 thousand m3 / day, water flow rate q in the 2.1 m 3 / day, the formation pressure P mp 130 atm wellhead pressure P at 80 atm. wellhead temperature T at 353 K, bottomhole temperature T 3 377 K, tubing diameter d tubing 0.1 m, water density ρ at 1076 kg / m 3 , well depth h 2502 m, critical pressure P cr 46.9 atm, critical temperature T cr 192.91 K. With these parameters, the well worked for 50 days. During this time, a column of fluid accumulated with a height of 243.8 m, as a result of which the bottomhole pressure increased to 131.6 atm and the well self-pressed. The total amount of gas produced during this time amounted to 21157 thousand · m 3 . To restore the operation of the well, it is necessary to carry out repair work related to the release of a large amount of gas into the atmosphere with absolutely free flow rate for 2-3 days.
Скважина была снабжена предлагаемым устройством, установленным на забое, проработала 572 сут до самозадавливания. За это время было добыто 303277,4 тыс·м3 газа. Чтобы избежать самозадавливания, необходимо установить еще два устройства на расстоянии 700 и 1400 м от первого.The well was equipped with the proposed device installed on the bottom, worked 572 days before self-jamming. During this time, 303,277.4 thousand m 3 of gas was produced. To avoid self-jamming, it is necessary to install two more devices at a distance of 700 and 1400 m from the first.
Преимущество эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с использованием предлагаемого устройства по сравнению с базовым способом эксплуатации обводняющихся скважин заключается в увеличении добычи газа за счет предотвращения остановок скважин на продувку, сроков эксплуатации скважины и межремонтного периода. The advantage of operating gas and gas condensate wells using the proposed device compared to the basic method of operating waterlogged wells is to increase gas production by preventing well shutdowns for purging, the life of the well and the overhaul period.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93032601A RU2058476C1 (en) | 1993-06-22 | 1993-06-22 | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93032601A RU2058476C1 (en) | 1993-06-22 | 1993-06-22 | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2058476C1 true RU2058476C1 (en) | 1996-04-20 |
RU93032601A RU93032601A (en) | 1996-10-27 |
Family
ID=20143760
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93032601A RU2058476C1 (en) | 1993-06-22 | 1993-06-22 | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2058476C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
RU2708430C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-12-06 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
-
1993
- 1993-06-22 RU RU93032601A patent/RU2058476C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992, с.244-246. 2. Авторское свидетельство СССР N 1117395, кл. E 21B 43/00, опублик. 1984. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471968C1 (en) * | 2011-06-23 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Plant for removal of formation fluid from well, and method of its implementation |
RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
RU2708430C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-12-06 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2643505C (en) | Apparatus and method for deliquifying a well | |
US7210530B2 (en) | Subsea separation system | |
RU2000107260A (en) | SCREW SEPARATOR | |
WO2005124101A2 (en) | Method and system for producing gas and liquid in a subterranean well | |
EA004564B1 (en) | Well jet device | |
US6736880B2 (en) | Downhole gas/liquid separator system and method | |
RU2058476C1 (en) | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells | |
CN106669280A (en) | Spiral flow diversion and hydrocyclone separation settling device | |
RU2106540C1 (en) | Well jet pumping unit | |
CN206613262U (en) | A kind of spiral stream guidance cyclonic separation settler | |
RU163125U1 (en) | GAS SAND ANCHOR FOR WELLS WITH LARGE DEBIT | |
SU1191563A1 (en) | Apparatus for producing a gravel filter | |
RU96113500A (en) | METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM A GAS-CONDENSATE WELL AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2222717C1 (en) | Well jet plant for alternating hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
RU2327854C1 (en) | Device for effecting bottomhole zone | |
RU98116391A (en) | METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM BOTTOM OF A GAS WELL AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2186946C2 (en) | Device for removal of fluid from bottom hole of gas well | |
SU1117395A1 (en) | Arrangement for intermittent gas lift of fluid from well | |
RU209245U1 (en) | Two-lift unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs by one well for conditions complicated by the content of mechanical impurities and free gas in the production of the upper object | |
SU1740778A1 (en) | Well sucker-rod pump plant | |
RU193678U1 (en) | Gas sand anchor for plug-in sucker rod pumps | |
CN212837717U (en) | Coal bed gas well production string | |
RU2181445C1 (en) | Downhole jet plant for well testing and completion | |
RU200365U1 (en) | BOREHOLE GAS SAND SEPARATOR | |
SU1160105A1 (en) | Gas lift plunger |