RU2074952C1 - Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells - Google Patents
Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2074952C1 RU2074952C1 SU5062280A RU2074952C1 RU 2074952 C1 RU2074952 C1 RU 2074952C1 SU 5062280 A SU5062280 A SU 5062280A RU 2074952 C1 RU2074952 C1 RU 2074952C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separator
- damper
- oil
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике добычи нефти в фонтанных и компрессорных скважинах, в частности к устройствам для регулирования режима работы фонтанно -компрессорных скважинах, работающих в пульсирующем режиме. The invention relates to techniques for oil production in fountain and compressor wells, in particular to devices for regulating the operating mode of fountain and compressor wells operating in a pulsating mode.
Известно устройство для регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин, включающее фонтанную арматуру, устьевой штуцер, установленный на выкидной линии [1]
Недостатком данного устройства является колебания буферного давления перед устьевым штуцером.A device for regulating the operating mode of fountain and compressor wells, including fountain fittings, wellhead fitting installed on the flow line [1]
The disadvantage of this device is the fluctuation of the buffer pressure in front of the wellhead fitting.
Пульсация давления под буфером вызывает знакопеременные нагрузки, приводящие к разрушению призабойной зоны пласта, снижая эффективность работы газлифтного подъемника. Pressure pulsation under the buffer causes alternating loads, leading to the destruction of the bottom-hole zone of the reservoir, reducing the efficiency of the gas lift.
Наиболее близким техническим решением по технической сущности является установленный на выкидной линии регулируемый штуцер, у которого проходное сечение может плавно изменяться, способствуя некоторому регулированию режима работы [1]
Недостатком данного устройства является, во-первых, ручная регулировка, а главное то, что при истечении газожидкостной смеси через штуцер, в том числе и регулируемый, образуются периодически газовые пробки, чередующиеся с прохождением жидкостной фазы.The closest technical solution in technical essence is an adjustable fitting installed on the flow line, in which the flow area can smoothly change, contributing to some regulation of the operating mode [1]
The disadvantage of this device is, firstly, manual adjustment, and most importantly, when a gas-liquid mixture flows through a fitting, including an adjustable one, gas plugs periodically alternate with the passage of the liquid phase.
Основной технической задачей, решаемой в изобретении, является уменьшение пульсации, увеличение КПД и надежности работы фонтанных и компрессорных скважин. The main technical problem solved in the invention is to reduce ripple, increase efficiency and reliability of fountain and compressor wells.
Указанная техническая задача решается тем, что компрессорные скважины, содержащие регулируемый штуцер, установленный на выкидной линии фонтанной арматуры, снабжаются демпфером-сепаратором, установленным после фонтанной арматуры, и смесителем, расположенным на выкидных линиях демпфера-сепаратора, причем регулируемый штуцер установлен на одной из выкидных линий, соединяющих демпфер -сепаратор со смесителем, а другая линия снабжена установленным на ней дополнительным штуцером-регулятором. The specified technical problem is solved in that the compressor wells containing an adjustable nozzle installed on the flow line of the fountain valve are equipped with a damper-separator installed after the fountain valve and a mixer located on the flow line of the damper-separator, and the adjustable nozzle is installed on one of the flow valves lines connecting the damper-separator to the mixer, and the other line is equipped with an additional fitting-regulator mounted on it.
Кроме того, демпфер-сепаратор снабжен диафрагмой с установленным на ней обратным тарельчатым клапаном, а объем демпферной части определяется из соотношения
1,4 Qср ≅ Vд.с. ≅ 1,5 Qcpж,
где Qcp средняя производительность скважины по газу, м3/c;
Vд.с объем демпферной части демпфера-сепаратора, м3\c;
1,4-1,5 опытные коэффициенты, обеспечивающие допустимую неравномерность давления.In addition, the damper-separator is equipped with a diaphragm with a check valve installed on it, and the volume of the damper part is determined from the ratio
1.4 Q cf ≅ V d.s. ≅ 1.5 Q cp w,
where Q cp is the average gas well productivity, m 3 / s;
V d.s the volume of the damper part of the damper-separator, m 3 \ c;
1.4-1.5 experimental coefficients providing acceptable pressure non-uniformity.
Новыми существенными признаками изобретения являются признаки, направленные на уменьшение пульсации на буфере фонтанной арматуры до допустимых пределов, а в целом на выравнивание неравномерности давления газожидкостной смеси, транспортируемой на сборный пункт. New significant features of the invention are signs aimed at reducing ripple on the fountain valve buffer to acceptable limits, and in general at equalizing the uneven pressure of the gas-liquid mixture transported to the collection point.
На фиг. 1 изображена принципиальная схема устройства; на фиг. 2 - экспериментально полученные графики кривых пульсации нефтегазовой смеси на буфере скважины. In FIG. 1 shows a schematic diagram of a device; in FIG. 2 - experimentally obtained graphs of the curves of the pulsation of the oil and gas mixture on the well buffer.
Устройство содержит фонтанную арматуру 1 на скважине 2, выкидную линию 3, установленный после фонтанной арматуры демпфер-сепаратор 4 с отводами - газовым 5 и жидкостным 6, соединенным со смесителем 7. Выкидная линия отсекается от фонтанной арматуры задвижкой 8. На жидкостном отводе установлен регулируемый штуцер 9, а на газовом отводе -дополнительный регулируемый штуцер 10. The device contains fountain fittings 1 at the
Демпфер-сепаратор выполнен с внутренней диафрагмой 11, на которой установлен тарельчатый клапан 12. Диафрагма делит демпфер-сепаратор на две части: нижнюю жидкостную полость 13 и верхний демпферный колпак 14. The damper-separator is made with an internal diaphragm 11 on which a poppet valve 12 is mounted. The diaphragm divides the damper-separator into two parts: the lower fluid cavity 13 and the upper damper cap 14.
Выкидная линия 3 подведена к жидкостной полости демпфера-сепаратора, в которой установлен регулятор уровня жидкости 15. The flow line 3 is connected to the liquid cavity of the damper-separator, in which the liquid level regulator 15 is installed.
В днище демпфера-сепаратора выполнен сливной патрубок 16 с задвижкой 17 на случай слива осадка в дренаж. In the bottom of the damper-separator, a drain pipe 16 with a valve 17 is made in case of discharge of sediment into the drainage.
Смеситель 7 выполнен с внутренней перфорированной трубой, к которой присоединяется подводящий жидкостной отвод 6, а к затрубному пространству присоединяется газовой отвод 5. The mixer 7 is made with an internal perforated pipe to which the inlet fluid outlet 6 is connected, and a gas outlet 5 is connected to the annulus.
От смесителя вновь образованная, выровненная газожидкостная смесь по трубопроводу 1 направляется в сборный пункт (не показан). Трубопровод 18 соединен двумя импульсными линиями 19 и 20 с регулируемыми штуцерами 9 и 10. From the mixer, the newly formed, leveled gas-liquid mixture is sent via pipeline 1 to a collection point (not shown). The pipe 18 is connected by two impulse lines 19 and 20 with adjustable fittings 9 and 10.
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Продукция скважины: нефть и газ под давлением через фонтанную арматуру 1 при открытой задвижке 9 поступает в жидкостную полость 13 демпфера-сепаратора 4, где нефть с примесями остается на нижнем уровне, а газ занимает верхнее положение, заполняя демпферный колпак 14. После разделения газ и нефть по соответствующим отводам 5 и 6 направляются в смеситель 7, проходя через регулируемые штуцеры 10 и 9. Гашение пульсирующего давления объясняется одновременным выравниванием давления газовой и жидкостной частей в демпфере-сепараторе и раздельным прохождением нефти и газа через регулируемые штуцеры. Well production: oil and gas under pressure through a fountain valve 1 with an open valve 9 enters the fluid cavity 13 of the damper-separator 4, where the oil with impurities remains at the lower level, and the gas occupies the upper position, filling the damper cap 14. After separation, the gas and oil at the corresponding taps 5 and 6 are sent to the mixer 7, passing through the adjustable fittings 10 and 9. The damping of the pulsating pressure is explained by the simultaneous equalization of the pressure of the gas and liquid parts in the damper-separator and separate passage waiting for oil and gas through adjustable fittings.
Характер распределения давления нефти и газа в демпфере -сепараторе выглядит следующим образом. The nature of the distribution of oil and gas pressure in the damper separator is as follows.
При повышении давления в жидкостной полости 13 демпфера -сепаратора 4, что соответствует поступлению газовой пробки, газ заполняет пространство и через тарельчатый клапан 12 поступает в газовый колпак 14. Во время поступления жидкости в демпфер-сепаратор происходит снижение давления в полости 13, газ над диафрагмой 11 расширяется до тех пор, пока давление в нем не выравнивается с давлением под диафрагмой. При этом тарельчатый клапан 12 закрывается, препятствуя передаче колебательного процесса на поверхность жидкости. With increasing pressure in the liquid cavity 13 of the damper-separator 4, which corresponds to the intake of the gas plug, the gas fills the space and through the poppet valve 12 enters the gas cap 14. When the liquid enters the damper-separator, the pressure in the cavity 13 decreases, the gas above the diaphragm 11 expands until the pressure therein is equalized with the pressure below the diaphragm. In this case, the poppet valve 12 is closed, preventing the transfer of the oscillatory process to the surface of the liquid.
За счет резкого уменьшения скорости газожидкостного потока в демпфере-сепараторе происходит оседание механических примесей, которые периодически удаляются через сливной патрубок 16. Due to a sharp decrease in the rate of gas-liquid flow in the damper-separator, sedimentation of mechanical impurities occurs, which are periodically removed through the drain pipe 16.
После демпфера-сепаратора нефть и газ, раздельно проходя соответствующие регулируемые штуцеры 9, 10, вновь смешиваются в смесителе 7. Регулируемые штуцеры 9 и 10 с управляющими импульсными трубопроводами 19 и 20 обеспечивают непрерывное автоматическое регулирование заданного расхода нефти и газа в систему сбора согласно установленного режима работы скважины. After the damper-separator, oil and gas, separately passing through the corresponding adjustable fittings 9, 10, are mixed again in the mixer 7. The adjustable fittings 9 and 10 with the control impulse pipelines 19 and 20 provide continuous automatic control of the set flow rate of oil and gas into the collection system according to the established mode well work.
В смесителе для стабилизации газожидкостного потока при однотрубной совместной транспортировке осуществляется турбулентное смешение нефти и газа, до образования дисперсионной структуры транспортируемого потока. In the mixer to stabilize the gas-liquid flow during single-pipe joint transportation, turbulent mixing of oil and gas is carried out, until the dispersion structure of the transported stream is formed.
Таким образом, пробковая структура потока, поступающего из скважины, преобразуется в более выгодную и устойчивую дисперсную. Thus, the cork structure of the flow coming from the well is converted into a more profitable and stable dispersed one.
Уменьшение пульсации давления на буфере фонтанных скважин с применением предложенного устройства видно на экспериментальном графике (фиг. 2), где изображены сравнительные кривые пульсации. Приведем разъяснение изображенных графиков с учетом физических процессов, происходящих при прохождении нефтегазового потока из скважины через штуцер и демпфер-сепаратор. При прохождении смеси нефти и газа по трубам образуются газовые пробки, которые, достигая штуцера в известных устройствах (кривая 1), резко увеличивают скорость истечения через штуцер. При этом давление на буфере скважины резко падает от точки А до В (участок кривой АВ). К концу прохождения газовой пробки и начала движения жидкости давление возрастает от В до наибольшего значения в точке С (участок кривой ВС), после чего давление вновь падает с приближением следующей газовой пробки до минимальной в точке Д. The decrease in pressure pulsation on the buffer of fountain wells using the proposed device can be seen in the experimental graph (Fig. 2), which shows the comparative pulsation curves. We give an explanation of the graphs given taking into account the physical processes occurring during the passage of the oil and gas stream from the well through the fitting and damper-separator. When the mixture of oil and gas passes through the pipes, gas plugs are formed, which, reaching the nozzle in known devices (curve 1), sharply increase the flow rate through the nozzle. In this case, the pressure on the well buffer drops sharply from point A to B (part of curve AB). Towards the end of the passage of the gas plug and the beginning of the movement of the liquid, the pressure increases from B to the highest value at point C (a portion of the BC curve), after which the pressure drops again as the next gas plug approaches the minimum at point D.
На кривой 2 изображена кривая установившегося режима движения смеси с пульсацией от 0,01 до 0,025 МПа, которая обеспечивается при установке на выкидной линии предлагаемого устройства с демпфером-сепаратором объемом демпферной части Vд.с. согласно найденной опытным путем величине
1,4 Qcp ≅ Vд.с. ≅ 1,5 Qcp
Характер приведенного колебания давления подтвердился опытным путем на компрессорной скважине 373 НГДУ им. А. Серебровского ВПО "Каспморнефтегаз".
1.4 Q cp ≅ V d.s. ≅ 1,5 Q cp
The nature of the given pressure fluctuation was confirmed empirically at the compressor well 373 NGDU them. A. Serebrovsky VPO Caspmorneftegaz.
Скважина работала через устьевой штуцер диаметром 15 мм с пульсацией буферного давления 1,4-1,9 МПа с периодом волны давления 67 с (кривая 1). Дебит скважины составлял по нефти 29 т/сут, газа 13 тыс.м3/сут, расход сжатого газа 20 тыс.м3/сут, заштуцерное противодавление в системе сбора 0,9 МПа.The well worked through a wellhead fitting with a diameter of 15 mm with a buffer pressure fluctuation of 1.4-1.9 MPa with a pressure wave period of 67 s (curve 1). The well production rate was 29 tons per day for oil, 13 thousand m 3 / day for gas, 20 thousand m 3 / day for compressed gas consumption, and counter-pressure in the collection system of 0.9 MPa.
После подключения к скважине демпфера-сепаратора с расчетным объемом демпферной части 6 м3 с регулируемыми штуцерами на его отводах колебание давления на буфере скважины снизился до ± 0,05 МПа (кривая 2), а среднее буферное давление установилось на уровне 1,6 МПа.After connecting a damper-separator to the well with a calculated volume of the damper part of 6 m 3 with adjustable fittings at its branches, the pressure fluctuation in the well buffer decreased to ± 0.05 MPa (curve 2), and the average buffer pressure was set at 1.6 MPa.
Производительность скважины при этом увеличилась на 5,7 т/сут, а КПД подъемника на 22% At the same time, well productivity increased by 5.7 tons / day, and lift efficiency by 22%
Claims (2)
1,4 Qср.г ≅ Vд.c ≅ 1,5Qср.г,
где Vд.c объем демпферной части сепаратора, м3;
Qср.г средняя производительность скважины по газу, м3/с;
1,4 и 1,5 безразмерные коэффициенты.2. The device according to claim 1, characterized in that the volume of the damper part of the separator is determined from the ratio
1.4 Q cf. ≅ V d.c ≅ 1.5Q cf. g ,
where V dc the volume of the damper part of the separator, m 3 ;
Q cf. average gas well productivity, m 3 / s;
1.4 and 1.5 dimensionless coefficients.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5062280 RU2074952C1 (en) | 1992-09-16 | 1992-09-16 | Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5062280 RU2074952C1 (en) | 1992-09-16 | 1992-09-16 | Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2074952C1 true RU2074952C1 (en) | 1997-03-10 |
Family
ID=21613342
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5062280 RU2074952C1 (en) | 1992-09-16 | 1992-09-16 | Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2074952C1 (en) |
-
1992
- 1992-09-16 RU SU5062280 patent/RU2074952C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти.- М., Недра, 1983, с. 283 - 285. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10478753B1 (en) | Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing | |
| CA2304924C (en) | Device for separating a mixture of fluids | |
| CA2479884A1 (en) | Method and device for separating a mixture of fluids | |
| US20120125624A1 (en) | Ultra-pumps systems | |
| RU2450120C1 (en) | System to pump water and clean bottomhole formation zone of injection well | |
| RU2074952C1 (en) | Device for regulation of operating mode of gushing and compressor-forced wells | |
| EA000484B1 (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
| CN206111159U (en) | Low pressure feed pipe system that converges for fracturing and low pressure feed pipe converges thereof | |
| CN1632369A (en) | A separator and a phase-separation conveying method using it to eliminate severe slug flow | |
| US6260628B1 (en) | Use of static mixing element in connection with flow of gas and liquids through a production tubing | |
| CN108278376A (en) | A kind of easily controllable tubing valve | |
| CN102146813A (en) | Waste steam heating, pressurizing and recycling system | |
| RU1783230C (en) | Device for controlling operation mode of fountain and compressor wells | |
| CN108590598B (en) | Water-gas dispersion system generation device, ground injection system and ground injection method | |
| SU1758215A1 (en) | Gas-lift well operation method | |
| CN208964865U (en) | Oil-water separating device | |
| CN112797220B (en) | Double-acting float link mechanism for controlling liquid level of split equipment | |
| CN2573152Y (en) | Auto-controlled antiblocking device for pre-mixed abrasive jet system | |
| RU2209940C1 (en) | Method of operation of wells with stopped flowing | |
| LU501407B1 (en) | Inclined pipe-type h-shaped subsea online crude oil separation system | |
| CN110822138B (en) | Water supply and drainage system and construction method | |
| CN220378334U (en) | Circulation sand discharging system of metal tailing thickener | |
| SU1629601A2 (en) | Apparatus for preparing and supplying fluid for operation of hydraulically powered pumps | |
| RU2435943C1 (en) | System of highly wet hole stream gathering and utilisation of produced water | |
| RU129015U1 (en) | TUBE WATER SEPARATOR |