RU2110673C1 - Method and ejecting device for operation of clustered gas wells - Google Patents
Method and ejecting device for operation of clustered gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2110673C1 RU2110673C1 RU94028842A RU94028842A RU2110673C1 RU 2110673 C1 RU2110673 C1 RU 2110673C1 RU 94028842 A RU94028842 A RU 94028842A RU 94028842 A RU94028842 A RU 94028842A RU 2110673 C1 RU2110673 C1 RU 2110673C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- gas
- pressure
- low
- ejector
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам интенсификации отбора газа из скважин. The invention relates to the gas industry, in particular to methods for intensifying the selection of gas from wells.
Известен способ эксплуатации кустовых скважин, который осуществляется по режиму регулирования давления газа на устье скважин при их номинальных расходах с помощью угловых штуцеров [1]. A known method of operating cluster wells, which is carried out according to the regime of regulating the gas pressure at the wellhead at their nominal flow rates using angle fittings [1].
Неэффективность этого способа заключается в том, что при одновременной работе двух и более скважин на один общий шлейф вследствие различия их технических характеристик при колебании давления в системе происходит перераспределение расходов скважин с уменьшением для малодебитных скважин, что соответственно ведет к сокращению скорости потока газа в лифте скважины до критических значений, когда скорости потока не хватает для выноса капельной влаги, которая начинает скапливаться на забое. The inefficiency of this method lies in the fact that when two or more wells operate simultaneously on one common loop, due to differences in their technical characteristics when the pressure fluctuates in the system, redistribution of well costs occurs with a decrease for low production wells, which accordingly leads to a reduction in the gas flow rate in the well’s lift to critical values, when the flow rate is not enough to carry the drip moisture, which begins to accumulate at the bottom.
Известны также способ для интенсификации притока газа к забою скважины с использованием эффекта эжекции низконапорного газа высоконапорным и газовый эжектор, содержащий оребренную снаружи камеру смещения и огневой подогреватель [2]. There is also known a method for intensifying the flow of gas to the bottom of the well using the effect of ejection of low-pressure high-pressure gas and a gas ejector containing an external finned displacement chamber and a fire heater [2].
Недостатками этого способа и устройства является то, что в основу работы газового эжектора положено соотношение давлений, которому соответствуют высокая скорость истечения газа через сопло эжектора и соответственно низкий коэффициент полезного действия. Кроме того, недостатком является резкое снижение температуры газа за эжектором, ведущее к гидратообразованию, требующие дополнительных затрат на ликвидацию этого недостатка. The disadvantages of this method and device is that the gas pressure ejector is based on the pressure ratio, which corresponds to a high gas flow rate through the ejector nozzle and, accordingly, a low efficiency. In addition, the drawback is a sharp decrease in the gas temperature behind the ejector, leading to hydrate formation, requiring additional costs to eliminate this drawback.
Цель изобретения - увеличение суммарного дебита скважин различной производительности при минимальной затрате пластовой энергии
Указанная цель достигается тем, что по предлагаемому способу эксплуатации кустовых газовых скважин, включающему подключение низкодебитной и высокодебитной скважин с помощью их шлейфов в общий шлейф через эжектор и работу скважин с эжекцией низконапорного газа высоконапорным с регулированием работы скважин штуцерами, установленными на устье каждой из скважин или групповых газосборных пунктах, низкодебитную и высокодебитную скважины подключают дополнительно по байпайсной схеме, осуществляют стабилизацию давлений по шлейфам и фиксируют давление на устьях скважин для определения расхода газа, затем переключают скважины с байпасной схемы на эжекторную схему и создают дополнительную депрессию на забой малодебитной скважины за счет избыточного давления высокодебитной скважины из условия обеспечения перепада давления в шлейфах на входе в эжектирующее устройство не более 5% номинальных его значений. При изменении давления на групповом газосборном пункте соотношение перепадов давлений по шлейфам каждой из скважин осуществляют в режиме саморегулирования с помощью эжектирующего устройства, которое включает приемную камеру, камеру смешения с конфузором и диффузором. Приемная камера выполнена с тангенциальным входом и размещенными внутри соплом и сужающим коническим элементом, образующим в приемной камере промежуточную камеру, соединенную с конфузором, выполненными с возможностью диспергирования жидкости, сопутствующей газу.The purpose of the invention is the increase in the total flow rate of wells of various productivity with a minimum expenditure of reservoir energy
This goal is achieved by the fact that according to the proposed method of operating well gas wells, which includes connecting low-rate and high-rate wells using their plumes to a common loop through an ejector and operating wells with high-pressure gas ejection with regulation of the operation of the nozzles installed at the mouth of each of the wells or group gas collection points, low-flow and high-flow wells are additionally connected according to the bypass scheme, pressure stabilization by loops and fixation are carried out cosiness pressure at the wellheads to determine gas flow, then switch the wells from the bypass circuit to the ejector circuit and create additional depression to the bottom of the low-production well due to the excess pressure of the high-flow well from the condition that the pressure difference in the loops at the entrance to the ejector device is not more than 5% of nominal its meanings. When the pressure at the group gas collection point changes, the ratio of the pressure drops across the loops of each of the wells is carried out in self-regulation mode using an ejection device that includes a receiving chamber, a mixing chamber with a confuser and a diffuser. The receiving chamber is made with a tangential inlet and placed inside the nozzle and a narrowing conical element forming an intermediate chamber in the receiving chamber, connected to the confuser, configured to disperse the liquid accompanying the gas.
На фиг.1 представлена схема подключения кустовых скважин через эжектирующее устройство; на фиг.2 - продольный разрез эжектирующего устройства для реализации способа эксплуатации кустовых газовых скважин с общим шлейфом. Figure 1 presents the connection diagram of cluster wells through an ejection device; figure 2 is a longitudinal section of an ejection device for implementing a method of operating cluster gas wells with a common loop.
Схема подключения (фиг.1) двух скважин включает низкодебитную скважину 1, отводящий шлейф 2, соединенный камерой 12 эжектирующего устройства 3. К нему через шлейф 4 подключена высокодебитная скважина 5, имеющая избыточное давление, которое регулируется угловым штуцером 6. Выход эжектирующего устройства 3 соединен с общим шлейфом 7, идущим на групповой газосборный пункт (не обозначен). Между шлейфами 4 и 7 размещена байпасная линия 8 с регулирующим штуцером 9. Контроль за настройкой работы эжектирующего устройства 3 осуществляется манометром 10 и термометром 11. The connection diagram (Fig. 1) of two wells includes a low-flow well 1, a
Эжектирующее устройство (фиг.2) включает приемную камеру с тангенциальным входом из шлейфа 2 и размещенными внутри соплом 13 и сужающим коническим элементом 14, образующим в приемной камере 12 промежуточную камеру 15, соединенную с конфузором 16, выполненными с возможностью диспергирования жидкости, сопутствующий газу. The ejection device (FIG. 2) includes a receiving chamber with a tangential inlet from the
Способ настройки работы кустовых скважин осуществляется следующим образом. The method of setting up the operation of cluster wells is as follows.
Согласно технологическому режиму скважины 1 и 5 настраивают по байпасной схеме 8 при полностью открытом регулирующим штуцере 9 и выдерживают их в работе до стабилизации давлений по шлейфам. Фиксируя давления на устьях скважин, определяют их расход по прибору или по индикаторной диаграмме. Затем переключают работу скважин на эжекторную схему, полностью отсекая байпасную линию, и наблюдают за давлением на устье скважины 5, удерживая его в постоянном значении согласно технологическому режиму с помощью штуцера 6, до полной стабилизации давлений по всем шлейфам. According to the technological regime, wells 1 and 5 are adjusted according to the bypass circuit 8 with the regulating fitting 9 fully open and kept in operation until the pressure stabilizes along the loops. Fixing the pressure at the wellheads, their flow rate is determined by the device or by the indicator diagram. Then, the operation of the wells is switched to the ejector circuit, completely cutting off the bypass line, and monitoring the pressure at the wellhead 5, holding it at a constant value according to the technological mode using the nozzle 6, until the pressure is completely stabilized across all loops.
Сравнивая показания расхода по шлейфу на сборном пункте до и после включения эжектирующего устройства 3, определяют разницу увеличения расходов с двух одновременно работающих скважин 1 и 5. Comparing the readings of the flow rate on the loop at the assembly point before and after turning on the ejecting device 3, the difference in the increase in costs from two simultaneously operating wells 1 and 5 is determined.
Если низкодебитная скважина 1 имеет резко падающую характеристику расхода от давления (эффект самозадавливания влагой), то целесообразно удерживать расход газа этой скважины постоянным, депрессию - повышенной. Таким образом, суммарный прирост добычи газа с куста осуществляется за счет увеличения расхода от высокодебитной скважины 5 без уменьшения расхода по низкодебитной скважине 1. If a low-production well 1 has a sharply falling characteristic of the flow rate from pressure (the effect of self-squeezing with moisture), then it is advisable to keep the gas flow rate of this well constant, the depression is increased. Thus, the total increase in gas production from the bush is carried out by increasing the flow rate from a high-rate well 5 without reducing the flow rate of a low-rate well 1.
Как в первом, так и во втором случаях перепад давления на входных шлейфах в эжектирующее устройство не должен превышать 5% номинальных значений давлений во избежание снижения температуры струи газа и гидратообразования за эжектором. При наличии же значительных перепадов давлений между скважинами 1, 5 по байпасной линии 8 с помощью регулирующего органа 9 необходимо сделать перепуск газа из скважины 5 на шлейф 7, сохраняя депрессию на низкодебитной скважине 1, что позволит увеличить добычу газа с куста. In both the first and second cases, the pressure drop across the input loops into the ejector device should not exceed 5% of the nominal pressure values in order to avoid lowering the temperature of the gas stream and hydrate formation behind the ejector. If there are significant pressure differences between wells 1, 5 along the bypass line 8 using the regulatory authority 9, it is necessary to transfer gas from well 5 to loop 7, while maintaining depression in low-rate well 1, which will increase gas production from the well.
Само устройство работает следующим образом. The device itself works as follows.
Газ из шлейфа 4 попадает на сопло 3, который разгоняет поток, создавая разрежение в приемной камере 12. В приемную камеру 12 из шлейфа 2 по тангенциальному входу засасывается газ и, закручиваясь, поступает в образованную внутри приемной камеры 12 сужающим коническим элементом 14 промежуточную камеру 15 и конфузор 16, где сопутствующая газу жидкость распределяется слоем по поверхности и диспергируется, а затем перемещается общим потоком газа в камеру смешения 17 и диффузор 18. Gas from the
Заявляемый способ и эжектирующее устройство позволяют регулировать работу скважин как на расчетных, так и нерасчетных режимах, вызванных, например, снижением расхода на выходе общего шлейфа 7. В этом случае скважины 1 и 5 уменьшают производительность, что негативно сказывается на низкодебитной скважине: на ее забое происходит интенсивное выделение конденсационной влаги. При восстановлении расчетного режима за счет избыточного рабочего давления в высокодебитной скважине происходит интенсивный вынос жидкости с забоя малодебитной скважины, что невозможно при другой системе добычи без использования ПАВ. The inventive method and the ejection device allow you to adjust the operation of the wells both in design and non-design modes, caused, for example, by a decrease in flow rate at the output of the common loop 7. In this case, wells 1 and 5 reduce productivity, which negatively affects a low-production well: its bottom intense condensation of moisture occurs. When the design mode is restored due to excessive working pressure in a high-rate well, intensive liquid removal occurs from the bottom of a low-rate well, which is impossible with another production system without the use of a surfactant.
Использование данного способа и устройства позволяет повысить объемы добываемого газа, не увеличивая количества скважин, а также сократить потери газа от продувок скважин, что приводит к снижению себестоимости добываемого газа, а также снижает выброс продукции скважин в атмосферу в процессе эксплуатации. Using this method and device allows to increase the volume of produced gas without increasing the number of wells, and also to reduce gas losses from blowing wells, which reduces the cost of produced gas, and also reduces the emission of well products into the atmosphere during operation.
Литература
Лаврушко П. Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1971, с. 224-225.Literature
Lavrushko P. N. et al. Oil and gas well operation. - M .: Nedra, 1971, p. 224-225.
Коротаев Ю. П. и др. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984, с. 218. Korotaev Yu. P. et al. Gas production, transportation and underground storage. - M .: Nedra, 1984, p. 218.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028842A RU2110673C1 (en) | 1994-08-02 | 1994-08-02 | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028842A RU2110673C1 (en) | 1994-08-02 | 1994-08-02 | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94028842A RU94028842A (en) | 1996-06-10 |
RU2110673C1 true RU2110673C1 (en) | 1998-05-10 |
Family
ID=20159239
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94028842A RU2110673C1 (en) | 1994-08-02 | 1994-08-02 | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2110673C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698785C1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Пурнефтегаз" | Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation |
RU2705654C1 (en) * | 2019-03-06 | 2019-11-11 | Игорь Александрович Малыхин | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
RU2747387C2 (en) * | 2018-10-30 | 2021-05-04 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells |
RU2748792C1 (en) * | 2020-09-07 | 2021-05-31 | Владимир Александрович Чигряй | Method for production of low-pressure gas |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2767810C1 (en) * | 2020-12-02 | 2022-03-22 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method for regulating pressure at inlet to field during development of multi-layer gas fields |
-
1994
- 1994-08-02 RU RU94028842A patent/RU2110673C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Лаврушко П.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1971, с. 224 - 225. Коротаев Ю.П. и др. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984, с. 218. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698785C1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Пурнефтегаз" | Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation |
RU2747387C2 (en) * | 2018-10-30 | 2021-05-04 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells |
RU2705654C1 (en) * | 2019-03-06 | 2019-11-11 | Игорь Александрович Малыхин | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
RU2748792C1 (en) * | 2020-09-07 | 2021-05-31 | Владимир Александрович Чигряй | Method for production of low-pressure gas |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU94028842A (en) | 1996-06-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4689053A (en) | Heating system with gas jet driven circulation flow for high pressure well head separator | |
US4648455A (en) | Method and apparatus for steam injection in subterranean wells | |
CA2696657C (en) | Gas liquefaction and separation device | |
US20090197212A1 (en) | Premix Burner Control System and Method | |
US5254292A (en) | Device for regulating and reducing the fluctuations in a polyphasic flow, and its use | |
US3200764A (en) | Fluid injector | |
RU2110673C1 (en) | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells | |
US4066123A (en) | Hydraulic pumping unit with a variable speed triplex pump | |
US3048164A (en) | Air-activated carbonation | |
SU1588925A1 (en) | Ejector-pump unit | |
RU2737214C1 (en) | Thermoacoustic pressure regulator | |
RU2017941C1 (en) | Method for removal of fluids from gas wells and connecting lines | |
US4375153A (en) | Process and apparatus for control of two-phase flow to geothermal power plants | |
RU2156893C1 (en) | Method for controlling operation of pump-and- ejector system | |
Blatchley | Controlling Ejector Performance | |
RU2043584C1 (en) | Vortex tube | |
RU2170891C1 (en) | Vortex tube | |
KR102156437B1 (en) | Airlift pump and control method thereof | |
RU2076248C1 (en) | Air transfer controller for auxiliary power plant compressor | |
JPS5788210A (en) | Controlling method of degree of superheat on working medium for turbine | |
CN112664326B (en) | High-low pressure bleed air system | |
US5891344A (en) | Ozone enriched process gas | |
SU1626002A1 (en) | Work method of multiple steps compressor for gas turbine | |
JPS5813200A (en) | Condensate recovery pump equipment | |
RU1827441C (en) | Multi-stage jet-type pumping unit |