RU2096588C1 - Method for recovery of liquid from underground reservoir - Google Patents
Method for recovery of liquid from underground reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2096588C1 RU2096588C1 RU94040458A RU94040458A RU2096588C1 RU 2096588 C1 RU2096588 C1 RU 2096588C1 RU 94040458 A RU94040458 A RU 94040458A RU 94040458 A RU94040458 A RU 94040458A RU 2096588 C1 RU2096588 C1 RU 2096588C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- lift
- pressure chamber
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к отбору жидкости из подземного резервуара и может быть применено для извлечения углеводородной жидкости из истощенных нефтяных пластов в нефтяной и газовой промышленности. The invention relates to the selection of fluid from an underground reservoir and can be used to extract hydrocarbon fluid from depleted oil reservoirs in the oil and gas industry.
Известен способ отбора жидкости из подземного резервуара газлифтом с использованием муфт с отверстиями по длине подъемника для пропуска газа из кольцевого пространства в подъемник [1]
Недостатки данного способа:
необходимость создания высокого избыточного давления в кольцевом пространстве скважины и в резервуаре, повышенный удельный расход газа для подъема жидкости из резервуара, при наличии высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений возможно оттеснение нефти из скважины в пласт.A known method of selecting liquid from an underground reservoir with a gas lift using couplings with holes along the length of the elevator to allow gas to pass from the annular space to the elevator [1]
The disadvantages of this method:
the need to create high overpressure in the annular space of the well and in the reservoir, increased specific gas flow rate for lifting fluid from the reservoir, in the presence of highly permeable reservoirs and low reservoir pressures, it is possible to push oil from the well into the reservoir.
Известен способ отбора жидкости из пласта, заключающийся в спуске двухрядного подъемника в эксплуатационную колонну скважины со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего. A known method of fluid selection from the reservoir, which consists in the descent of a two-row elevator into the production casing of the well with a stepped injection column: in the lower part of a smaller diameter, in the upper - a larger one.
Газ высокого давления подают в кольцевое пространство между двумя колоннами для создания газожидкостной смеси в подъемнике с жидкостью, поступающей из пласта под пластовым давлением [1]
Недостатки данного способа:
повышенная металлоемкость конструкции газожидкостного подъемника, невозможность увеличения погружения подъемных труб путем допуска, для подъема жидкости требуется иметь запас мощности компрессорной установки для создания пускового давления, при наличии низкопроницаемых коллекторов и незначительных притоков пластовой жидкости невозможно эксплуатировать скважину с постоянным отбором жидкости из пласта.High-pressure gas is fed into the annular space between the two columns to create a gas-liquid mixture in the elevator with the fluid coming from the reservoir under reservoir pressure [1]
The disadvantages of this method:
increased metal consumption of the gas-liquid hoist design, the impossibility of increasing the immersion of the lifting pipes by tolerance, to raise the fluid it is necessary to have a power reserve of the compressor unit to create starting pressure, in the presence of low-permeability reservoirs and insignificant inflows of reservoir fluid, it is impossible to operate a well with constant fluid withdrawal from the reservoir.
Наиболее близок к предлагаемому газлифтный способ отбора жидкости из пласта с применением камеры замещения [2] Он предусматривает отбор жидкости из пласта при очень низких пластовых давлениях. В эксплуатационную колонну для отбора жидкости спускают подъемник, в нижней части которого устанавливают камеру замещения. Способ отбора жидкости заключается в нагнетании газа высокого давления в скважину и далее в камеру замещения с отсечкой нагнетаемого газа либо на устье скважины, либо на забое у камеры замещения. Камера замещения снабжена обратным клапаном для пропуска жидкости из пласта в подъемник и предупреждения передачи давления нагнетаемого газа в пласт. Отбор жидкости осуществляют по принципу периодической подачи газа в камеру замещения и периодического наполнения подъемника извлекаемой жидкостью с последующим ее вытеснением в виде газожидкостной смеси на дневную поверхность при атмосферном давлении на устье скважины:
Недостатки данного способа:
невозможность постоянного отбора жидкости из пласта, необходимо иметь запас мощности компрессорной установки, повышенный расход газа при периодических остановках и пусках скважины для отбора жидкости, необходимость применения сложных автоматических устройств для периодической подачи газа в подъемнике.Closest to the proposed gas-lift method of fluid withdrawal from the reservoir using a replacement chamber [2] It provides for the selection of fluid from the reservoir at very low reservoir pressures. A hoist is lowered into the production casing for fluid extraction, in the lower part of which a replacement chamber is installed. The method of fluid selection is to inject high-pressure gas into the well and then into the substitution chamber with a cut-off of the injected gas either at the wellhead or at the bottom near the substitution chamber. The replacement chamber is equipped with a check valve to allow fluid to flow from the formation to the elevator and to prevent the transfer of pressure of the injected gas into the formation. The selection of fluid is carried out on the principle of periodic gas supply to the replacement chamber and periodic filling of the lift with extractable liquid, followed by its displacement in the form of a gas-liquid mixture to the surface at atmospheric pressure at the wellhead:
The disadvantages of this method:
the impossibility of constant fluid withdrawal from the reservoir, it is necessary to have a power reserve of the compressor unit, increased gas flow during periodic shutdowns and starts of the well for fluid extraction, the need for complex automatic devices for periodic gas supply to the lift.
Цель изобретения повышение эффективности отбора жидкости из подземного резервуара и снижение энергозатрат. The purpose of the invention is to increase the efficiency of liquid withdrawal from an underground reservoir and reduce energy consumption.
Для достижения поставленной цели в скважину спускают эксплуатационную колонну с подъемником внутри нее из труб меньшего диаметра и камерой высокого давления из труб большего диаметра, закрепленных на подъемнике переводником, нагнетание газа в подземный резервуар по межколонному пространству, выдавливание жидкости из него по кольцевому каналу камеры высокого давления в подъемник, подачу газа из межколонного пространства и резервуара в подъемник и отбор жидкости из резервуара газлифтом, для чего верхнюю часть камеры высокого давления располагают над уровнем жидкости в резервуаре и сообщают ее с резервуаром, а подачу газа из камеры высокого давления в подъемник осуществляют через обратный клапан. To achieve this goal, a production casing is lowered into the well with a hoist inside it from pipes of smaller diameter and a high-pressure chamber from pipes of larger diameter mounted on the hoist by a sub, pumping gas into the underground tank through the annular space, squeezing the fluid out of it through the annular channel of the high-pressure chamber into the elevator, gas supply from the annular space and the reservoir to the elevator and the selection of liquid from the reservoir by a gas lift, for which the upper part of the high-pressure chamber placed above the liquid level in the tank and communicate it with the tank, and the gas supply from the high-pressure chamber to the lift is carried out through a check valve.
Отбор жидкости осуществляют следующими действиями. The selection of fluid is carried out by the following steps.
Газ под рабочим давлением компрессорной установки или другого источника газа высокого давления нагнетают в скважину в межколонное пространство, создавая избыточное давление в подземном резервуаре. Нагнетаемый газ в скважину также поступает через открытую часть колонны труб большего диаметра в камеру высокого давления и далее через обратный клапан в подъемник. Газ, перемешиваясь с жидкостью, находящейся внутри подъемника, образует двухфазную газожидкостную смесь, плотность которой становится ниже плотности жидкости. Это явление приводит к возникновению перепада давления, определяемого разностью статистических давлений, создаваемых столбами одной жидкости, находящейся в подземном резервуаре и газожидкостной смеси в подъемнике. Благодаря этому происходит вытеснение жидкости из подземного резервуара в подъемник, дальнейшее образование газожидкостной смеси и, под воздействием избыточного давления в резервуаре, подъем этой смеси по подъемнику на дневную поверхность. Gas under the working pressure of a compressor unit or other high-pressure gas source is injected into the well into the annulus, creating excess pressure in the underground reservoir. The injected gas into the well also enters through the open part of the pipe string of larger diameter into the high-pressure chamber and then through the check valve to the lift. The gas, mixing with the liquid inside the lift, forms a two-phase gas-liquid mixture, the density of which becomes lower than the density of the liquid. This phenomenon leads to a pressure drop determined by the difference in the statistical pressures created by the columns of one liquid located in the underground reservoir and the gas-liquid mixture in the elevator. Due to this, the liquid is displaced from the underground reservoir into the elevator, the gas-liquid mixture is further formed and, under the influence of excess pressure in the reservoir, this mixture is lifted along the elevator to the day surface.
Данный способ осуществляют с помощью устройства. This method is carried out using the device.
Устройство представляет собой камеру высокого давления 1 (см. фиг. 1), состоящую из колонн труб большего 2 и меньшего 3 диаметров. Внутренняя колонна труб меньшего диаметра представляет собой подъемник газожидкостной смеси, а наружная колонна труб 2 служит для создания канала, по которому проходит газ в свободном состоянии от устья скважины в самую нижнюю часть подъемника 3. Для этого верхняя часть камеры высокого давления 1 открыта, а нижняя заглушена переводником 4, соединяющим обе колонны труб 2 и 3. В переводнике 4 расположено входное отверстие 5 с обратным клапаном 6 и выходным отверстием 7 для пропуска газа из камеры 1 во внутренне пространство подъемника 3. В переводнике также имеется проходной канал 8 для отбора жидкости из подземного резервуара. The device is a high-pressure chamber 1 (see Fig. 1), consisting of pipe columns of larger 2 and smaller 3 diameters. The inner pipe string of a smaller diameter is a gas-liquid mixture hoist, and the
Технологическая схема способа отбора жидкости из подземного резервуара (см. фиг. 2) включает в себя подземный резервуар 1, камеру высокого давления 2, подъемник 3, жидкость 4, уровень жидкости 5, переводник 6, обратный клапан 7, вход 8 для подачи газа в скважину, отвод двухфазного потока газожидкостной смеси 9 из подъемника 3. The technological scheme of the method of liquid selection from the underground reservoir (see Fig. 2) includes an underground reservoir 1, a
Поступающий газ в подземный резервуар расходуется только на создание двухфазного потока внутри подъемника и выноса его на дневную поверхность при обязательном условии расположения верхней части камеры высокого давления 2 над уровнем жидкости 5. The incoming gas to the underground reservoir is spent only on creating a two-phase flow inside the elevator and moving it to the day surface, provided that the upper part of the high-
Примеры конкретного выполнения
Пример 1.Case Studies
Example 1
Подземный резервуар заполнен конденсатом плотностью 800 кг/м3. Уровень конденсата находится на 800 м ниже устья скважины. В эксплуатационную колонну спущен подъемник, состоящий из насосно-компрессорных труб, с камерой высокого давления. Подъемник спущен в подземный резервуар на глубину 1000 м, а верхняя часть камеры установлена на 5 м выше уровня жидкости. В скважину осуществили нагнетание газа с постоянным расходом от заводского источника газа с рабочим давлением 3 МПа. Вначале отбирали конденсат с дебитом 400 м3/сут. Затем после опорожнения межколонного пространства дебит конденсата снизился до 100 м3/сут и продолжал оставаться почти постоянным до самого окончания процесса отбора его из подземного резервуара (см. фиг. 3).The underground tank is filled with condensate with a density of 800 kg / m 3 . The condensate level is 800 m below the wellhead. A lift consisting of tubing and a high-pressure chamber was lowered into the production casing. The elevator is lowered into the underground reservoir to a depth of 1000 m, and the upper part of the chamber is set 5 m above the liquid level. A gas was injected into the well at a constant flow rate from a factory gas source with a working pressure of 3 MPa. First, condensate was taken with a flow rate of 400 m 3 / day. Then, after emptying the annular space, the condensate flow rate decreased to 100 m 3 / day and continued to remain almost constant until the very end of the process of its selection from the underground reservoir (see Fig. 3).
По сравнению с известным способом отбора конденсата [1] расход газа сократился более чем в 6 раз при меньшем давлении нагнетания на 2 МПа. Compared with the known condensate extraction method [1], the gas flow rate decreased by more than 6 times with a lower discharge pressure of 2 MPa.
Пример 2. Example 2
Уровень жидкости находится в подземном резервуаре. В подземный резервуар спущен подъемник с камерой высокого давления, верхняя часть которой расположена в эксплуатационной колонне на 40 м выше уровня жидкости. Вначале определили необходимый расход газа при заданном рабочем давлении нагнетания 3 МПа для достижения максимально возможного отбора конденсата. Было установлено, что данная конструкция подъемника может работать с расходом газа 40000 м3/сут. Осуществив закачку газа в скважину, получили отбор конденсата 450 м3/сут, что более чем в 4 раза превысило отбор конденсата известным способом [2]
Из приведенных примеров также видно, что при любом другом способе начальное давление нагнетания газа должно быть не менее 8 МПа для жидкости плотностью 800 кг/м3 и глубине отбора 1000 м, т.е. тех же условий, что и в приведенных выше примерах.The liquid level is in the underground tank. An elevator with a high-pressure chamber was lowered into the underground reservoir, the upper part of which is located in the production string 40 m above the liquid level. First, the necessary gas flow rate was determined at a given working discharge pressure of 3 MPa to achieve the maximum possible condensate extraction. It was found that this design of the lift can work with a gas flow rate of 40,000 m 3 / day. By injecting gas into the well, we obtained a condensate extraction of 450 m 3 / day, which is more than 4 times higher than the condensate extraction in a known manner [2]
It can also be seen from the above examples that with any other method, the initial gas injection pressure should be at least 8 MPa for a liquid with a density of 800 kg / m 3 and a sampling depth of 1000 m, i.e. the same conditions as in the above examples.
Таким образом, повышение эффективности от внедрения предлагаемого способа заключается в повышении производительности работы газлифтной установки при сокращении расхода газа и при наличии более низких давлений нагнетания газа в межколонное пространство скважины. Thus, the increase in efficiency from the introduction of the proposed method consists in increasing the productivity of the gas-lift installation while reducing gas consumption and in the presence of lower gas injection pressures into the annulus of the well.
Источники информации. Sources of information.
1. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. И.А.Муравьев, М. Недра, 1978, с. 199, [1] [2]
2. Теория и практика газлифта. Ю.В.Зайцев. М. Недра, 1987, с.90 [3] - прототип.1. The exploitation of oil and gas fields. I.A. Muravyov, M. Nedra, 1978, p. 199, [1] [2]
2. Theory and practice of gas lift. Yu.V. Zaitsev. M. Nedra, 1987, p.90 [3] - prototype.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94040458A RU2096588C1 (en) | 1994-11-04 | 1994-11-04 | Method for recovery of liquid from underground reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94040458A RU2096588C1 (en) | 1994-11-04 | 1994-11-04 | Method for recovery of liquid from underground reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94040458A RU94040458A (en) | 1996-09-20 |
RU2096588C1 true RU2096588C1 (en) | 1997-11-20 |
Family
ID=20162248
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94040458A RU2096588C1 (en) | 1994-11-04 | 1994-11-04 | Method for recovery of liquid from underground reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2096588C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001033038A1 (en) * | 1999-11-02 | 2001-05-10 | Vladimir Ivanovich Ivannikov | Method for transforming a gas-liquid stream in well and variants of device therefor |
-
1994
- 1994-11-04 RU RU94040458A patent/RU2096588C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Муравьев И.А. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1978, с. 199. 2. Зайцев Ю.В. Теория и практика газлифта. - М.: Недра, 1987, с. 90. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2001033038A1 (en) * | 1999-11-02 | 2001-05-10 | Vladimir Ivanovich Ivannikov | Method for transforming a gas-liquid stream in well and variants of device therefor |
US6705399B1 (en) | 1999-11-02 | 2004-03-16 | Bip Technology Ltd. | Method for transforming a gas-liquid stream in wells and device therefor |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU94040458A (en) | 1996-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111512017B (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
JP2014523989A (en) | System and method for producing reservoir liquids | |
US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
WO2009075840A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
AU2010273768B2 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
US6142224A (en) | Triple action pumping system with plunger valves | |
US6298918B1 (en) | System for lifting petroleum by pneumatic pumping | |
US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
RU2096588C1 (en) | Method for recovery of liquid from underground reservoir | |
RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery | |
RU2123102C1 (en) | Method of gas-lift operation of well | |
RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor | |
RU1331U1 (en) | A device for oil production from a waterlogged well | |
RU2753721C1 (en) | Method for removing liquid from wells and bhz by hydropneumatic swabbing | |
RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells | |
CN214499007U (en) | Gas lift system and gas lift equipment suitable for coal bed gas well | |
RU2801197C1 (en) | Well completion method after workover | |
RU2685606C1 (en) | Method for drilling well in disastrous lost circulation and device for its implementation | |
Rejepovich | THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS |