RU2129208C1 - Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas - Google Patents
Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2129208C1 RU2129208C1 RU97103291A RU97103291A RU2129208C1 RU 2129208 C1 RU2129208 C1 RU 2129208C1 RU 97103291 A RU97103291 A RU 97103291A RU 97103291 A RU97103291 A RU 97103291A RU 2129208 C1 RU2129208 C1 RU 2129208C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- valve
- packer
- tubing string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно в малодебитных скважинах с большим газовым фактором и высокими давлениями насыщения. The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the production of liquid hydrocarbons, especially in low-producing wells with a large gas factor and high saturation pressures.
Известен способ фонтанной эксплуатации скважин [1], при котором подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность происходит под действием природной энергии, называется фонтанным. При фонтанной эксплуатации подъем газожидкостной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонн. There is a method of fountain operation of wells [1], in which the rise of a gas-liquid mixture from the bottom to the surface occurs under the influence of natural energy, called a fountain. During fountain operation, the rise of the gas-liquid mixture is carried out along the tubing string, which are lowered into the well before development. Fountain fittings are mounted at the mouth (a connection of various tees, crosspieces and locking devices), designed to suspend columns.
Известен также способ газлифтной эксплуатации скважин [2]. При этом способе эксплуатации газ, поступающий с поверхности или из газового пласта в разрезе той же скважины, вводится в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается и давление на забое нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения из скважины заданного отбора, но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки продукции до сборного пункта. При газлифтном способе эксплуатации подземная компоновка насосно-компрессорных труб оборудуется одним или несколькими пакерами, а также скважинными камерами, в которые устанавливаются газлифтные клапана, служащие для плавного запуска газлифтной скважины в работу и подачи газа в колонну насосно-компрессорных труб при ее работе - прототип. There is also known a method of gas lift well operation [2]. With this method of operation, gas coming from the surface or from the gas reservoir in the context of the same well is introduced into the flow of formation fluid. At the same time, the density of the gas-liquid mixture decreases and the pressure at the bottom of the oil reservoir is sufficient not only to ensure the required selection from the well, but also to create the necessary pressure at the mouth for transporting the product to the assembly point. In the gas-lift operation method, the underground arrangement of tubing is equipped with one or more packers, as well as well chambers in which gas-lift valves are installed, which serve to smoothly start the gas-lift well into operation and supply gas to the tubing string during its operation - a prototype.
Недостатком данного способа является то, что требует значительных начальных капиталовложений, поэтому применяется на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями и с высокими коэффициентами продуктивности скважин, если же он применяется на малодебитном или периодически работающем фонде скважин, то резко возрастает удельный расход газа - это соотношение объема газа в нормальных м3 необходимого для подъема 1 м3 жидкости из скважины и расходы на подготовку и транспорт газа могут превышать выручку от реализации полученной нефти. Также недостатком этого метода является то, что, имея многокилометровую коммуникационную сеть газопроводов высокого давления, необходимо иметь штат высококвалифицированного обслуживающего персонала, а применяемые химические реагенты для борьбы с гидратообразованиями и коррозией газопроводов, периодические их продувки связаны с повышенной пожаровзрывоопасностью и резким ухудшением экологической ситуации окружающей среды.The disadvantage of this method is that it requires significant initial investment, therefore, it is used in large fields with high reservoir pressures and with high productivity coefficients for wells, but if it is used in a low-production or periodically operating well stock, the specific gas consumption sharply increases - this is the volume ratio gas in normal m 3 required to raise 1 m 3 of liquid from the well and costs for preparation and transportation of gas may exceed the revenue from the sale of the resulting nave and. Another drawback of this method is that, having a multi-kilometer communication network of high pressure gas pipelines, it is necessary to have a staff of highly qualified service personnel, and the chemicals used to combat hydrate formation and corrosion of gas pipelines, their periodic purges are associated with increased fire and explosion hazard and a sharp deterioration in the environmental situation .
Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей скважины и продление естественных сроков ее фонтанирования. The purpose of the invention is the effective use of the production capabilities of the well and the extension of the natural timing of its gushing.
Поставленная цель достигается тем, что компоновка насосно-компрессорных труб в нижней ее части - ниппель- воронке оборудована обратным клапаном или регулятором забойного давления, а выше по стволу установлен пакер в месте, рассчитанном таким образом, чтобы происходило интенсивное выделение газа из нефти и давление выделяемого газа, величина которого зависит от давления насыщения пластового флюида и его газонасыщенности, а также от физико-химических условий формирования залежи углеводородного сырья, при этом превышало давление жидкости в колонне насосно-компрессорных труб. Под и над пакером устанавливаются скважинные камеры, в верхней имеется циркуляционный клапан для проведения технологической обработки эксплуатационной колонны скважины и колонны насосно-компрессорных труб, а в нижней устанавливается газлифтный клапан, настроенный таким образом, чтобы он открывался и перепускал газ в колонну насосно-компрессорных труб при максимальных значениях давления газа в кольцевом пространстве и жидкости в насосно-компрессорных трубах в месте установки клапана, причем давление газа в кольцевом пространстве скважины должно быть больше давления жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом месте. В случае оборудования ниппель-воронки регулятором забойного давления он должен быть настроен таким образом, чтобы давление его открытия и закрытия было меньшим, чем давление открытия и закрытия газлифтного клапана, установленного в скважинкой камере под пакером, но больше давления столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте его установки. This goal is achieved by the fact that the arrangement of tubing in its lower part, the nipple funnel, is equipped with a check valve or bottom-hole pressure regulator, and a packer is installed higher up the barrel in a place designed so that intense gas evolution from oil and pressure generated gas, the value of which depends on the saturation pressure of the formation fluid and its gas saturation, as well as on the physicochemical conditions for the formation of a hydrocarbon reservoir, while exceeding the liquid pressure in the column of tubing. Well chambers are installed under and above the packer, in the upper there is a circulation valve for technological processing of the production casing of the well and the tubing string, and in the lower one there is a gas lift valve configured so that it opens and passes gas into the tubing string at maximum values of gas pressure in the annular space and liquid in the tubing at the installation location of the valve, and the gas pressure in the annular space Azhinov must be greater than the fluid pressure in the string of tubing at this location. In the case of equipping a nipple funnel with a bottomhole pressure regulator, it must be adjusted so that its opening and closing pressure is lower than the opening and closing pressure of the gas lift valve installed in the borehole of the chamber under the packer, but more than the pressure of the liquid column in the tubing string pipes in the place of its installation.
На фиг. 1 и 2 представлены схемы осуществления заявляемого способа эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, соответственно перед началом цикла и в конце его, где: 1 - эксплуатационная колонна: 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - ниппель-воронка с обратным клапаном или регулятором забойного давления; 4 - пакер; 5 - верхняя скважинная камера: 6 - нижняя скважинная камера. In FIG. 1 and 2 show the implementation of the proposed method of operating fountain wells using the gas lift effect of associated petroleum gas, respectively, before the start of the cycle and at the end of it, where: 1 - production casing: 2 - tubing string; 3 - funnel nipple with check valve or bottom-hole pressure regulator; 4 - packer; 5 - upper borehole chamber: 6 - lower borehole chamber.
Способ реализуется следующим образом:
С обратным клапаном в ниппель-воронке. Определяется место установки пакера - 4 в эксплуатационной колонне - 1, исходя из неравенства
Pг > Pст.жид.,
где Pг - давление газа выделившегося из нефти;
Pст.жид. - давление газа столба жидкости в месте установки пакера.The method is implemented as follows:
With non-return valve in nipple funnel. The installation location of the packer - 4 in the production casing - 1 is determined based on the inequality
P g > P st. ,
where P g is the pressure of the gas released from the oil;
P st. - gas pressure of the liquid column at the installation site of the packer.
Устанавливается пакер - 4. Над и под пакером через одну насосно-компрессорную трубу устанавливаются скважинные камеры - 5; 6, а низ колонны насосно-компрессорных труб - 2 оборудуется ниппель-воронкой - 3 с обратным клапаном. В верхнюю скважинную камеру - 5 устанавливается циркуляционный клапан для проведения технологических обработок эксплуатационной колонны -1 и колонны насосно-компрессорных труб - 2. В нижнюю скважинную камеру - 6 устанавливается газлифтный клапан, настроенный таким образом, чтобы открытие его происходило при достижении максимальных значений давления в кольцевом пространстве скважины и в колонне насосно-компрессорных труб, действующих на клапан в месте его установки
Pкл.откр. = Pст.жид. + Pг,
где Pкл.откр. - давление открытия клапана;
Pст.жид. - максимальное давление столба жидкости при работе скважины;
Pг - максимальное давление газа выделившегося из нефти,
имея в виду и соблюдая неравенство
Pг > Pст.жид.
После проведения подготовительных работ скважину осваивают известным способом, например, свабированием до получения устойчивого притока пластовой жидкости, т. е. естественного фонтанирования. Скважинная жидкость из пласта через ниппель-воронку - 3 и обратный клапан поступает в колонну насосно-компрессорных труб, при движении вверх она постепенно разгазируется и пузырьки газа, обгоняя поток жидкости, уходят наверх в нефтесбор. При этом с потерей газа растет удельный вес жидкости, она становится тяжелее и уменьшается скорость ее подъема. Газ выделяется из нефти и в кольцевом пространстве скважины (фиг. 1) и накапливается под пакером, когда давление и объем накопившегося газа достигают максимальных величин (в жидкости к этому времени она уже достигнута) открывается газлифтный клапан. Газ из кольцевого пространства скважины поступает в колонну насосно-компрессорных труб, разгазируя и облегчая столб жидкости, т. к. газлифтный клапан имеет малое проходное сечение, а обратный клапан большое, то энергии газа хватает на то, чтобы после облегчения столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб из кольцевого пространства, через ниппель-воронку и обратный клапан вытолкнуть жидкость из кольцевого пространства в колонну насосно-компрессорных труб (фиг. 2). Забойное давление резко снижается, вызывая интенсивный приток из пласта в призабойную зону скважины и оттуда в колонну насосно-компрессорных труб и в кольцевое пространство скважины на восстановление уровня. Забойное давление восстанавливается, газовая шапка под пакером накапливается и цикл повторяется. Применение данного способа с использованием обратного клапана целесообразно в скважинах, разрабатывающих нефтяные пласты, сложенные устойчивыми сильно сцементированными горными породами, способными выдержать большие перепады забойного давления, не разрушаясь. Если же нефтяные пласты выражены слабосцементированными породами или песчаниками, для стабилизации забойного давления, с целью предотвращения выноса породы в ствол скважины, в данном способе вместо обратного клапана в ниппель-воронке устанавливается регулятор забойного давления. Принцип происходящих процессов остается таким же, как и в первом случае (фиг. 1), за исключением того, что необходимо установить жесткую взаимосвязь между давлениями открытия и закрытия газлифтного клапана и регулятора забойного давления. Регулятор забойного давления заряжается на заданное забойное давление Pзаб. равное
Pзаб. = Pпл. - Δ P,
где Pзаб. - забойное давление;
Pпл. - пластовое давление:
Δ P - допустимый градиент падения пластового давления, определяемый по физико-химическим свойствам пластового флюида и геологическим условиям его залегания.The packer - 4 is installed. Above and below the packer through one tubing, well chambers are installed - 5; 6, and the bottom of the tubing string - 2 is equipped with a nipple-funnel - 3 with a check valve. A circulation valve is installed in the upper borehole chamber - 5 for technological processing of production casing -1 and tubing string - 2. A gas lift valve is installed in the lower borehole chamber - 6, which is configured so that it opens when the maximum pressure reaches annular space of the well and in the string of tubing acting on the valve in the place of its installation
P key open = P st. + P g
where P key open - valve opening pressure;
P st. - the maximum pressure of the liquid column during well operation;
P g - the maximum pressure of the gas released from the oil,
keeping in mind and observing inequality
P g > P st.
After preparatory work, the well is mastered in a known manner, for example, by swabbing until a steady flow of formation fluid is obtained, i.e., natural gushing. Downhole fluid from the reservoir through the nipple-funnel - 3 and the non-return valve enters the tubing string, when it moves upward, it gradually dissolves and gas bubbles, overtaking the fluid flow, go up to the oil gathering. At the same time, with the loss of gas, the specific gravity of the liquid increases, it becomes heavier and the rate of its rise decreases. Gas is released from the oil and in the annular space of the well (Fig. 1) and accumulates under the packer when the pressure and volume of accumulated gas reach their maximum values (it has already been reached in the fluid by this time) and the gas lift valve opens. Gas from the annular space of the well enters the tubing string, degassing and facilitating the liquid column, since the gas lift valve has a small cross-section and the non-return valve is large, then there is enough gas energy so that, after lightening the column of fluid in the column -compressor pipes from the annular space, through the nipple funnel and check valve to push the liquid out of the annular space into the tubing string (Fig. 2). Bottom-hole pressure drops sharply, causing an intense inflow from the formation into the bottom-hole zone of the well and from there into the tubing string and into the annular space of the well to restore the level. Downhole pressure is restored, the gas cap under the packer accumulates and the cycle repeats. The use of this method using a non-return valve is advisable in wells developing oil reservoirs, composed of stable highly cemented rocks, able to withstand large changes in bottomhole pressure without collapsing. If the oil reservoirs are expressed by poorly cemented rocks or sandstones, in order to stabilize the bottomhole pressure, in order to prevent the rock from entering the wellbore, in this method, instead of the check valve, the bottomhole pressure regulator is installed in the nipple funnel. The principle of the ongoing processes remains the same as in the first case (Fig. 1), except that it is necessary to establish a strict relationship between the opening and closing pressures of the gas lift valve and the bottomhole pressure regulator. The bottomhole pressure regulator is charged to the specified bottomhole pressure P zab. equal
P zab. = P pl. - Δ P,
where P zab. - bottomhole pressure;
P pl. - reservoir pressure:
Δ P is the permissible gradient of reservoir pressure drop, determined by the physicochemical properties of the reservoir fluid and the geological conditions of its occurrence.
Реализация способа до открытия регулятора забойного давления происходит как и в первом случае. Когда забойное давление достигает заданной величины, то давление газа в месте установки газлифтного клапана достигло своей максимальной величины, а давление жидкости еще не достаточно для открытия газлифтного клапана, регулятор забойного давления открывается, в колонну насосно-компрессорных труб поступает мощный поток жидкости, резко повышая давление, и газлифтный клапан тоже открывается (фиг. 2). Газ из кольцевого пространства через газлифтный клапан поступает в колонну насосно-компрессорных труб облегчая столб жидкости и способствуя процессу лифтирования. Также газ в кольцевом пространстве через открытый регулятор забойного давления вытесняет жидкость в колонну насосно-компрессорных труб из кольцевого пространства скважины. Для обеспечения более полного вытеснения жидкости из кольцевого пространства давление закрытия регулятора забойного давления ниже давления закрытия газлифтного клапана, т. е. после закрытия газлифтного клапана регулятор забойного давления еще открыт, обеспечивая более полный приток жидкости из кольцевого пространства в колонну насосно-компрессорных труб. Когда забойное давление снижается до расчетной величины, регулятор забойного давления закрывается, за счет перепада забойного давления в ствол скважины из пласта начинается интенсивный приток жидкости. Цикл повторяется. The implementation of the method before opening the bottomhole pressure regulator occurs as in the first case. When the bottomhole pressure reaches a predetermined value, the gas pressure at the installation site of the gas lift valve has reached its maximum value, and the fluid pressure is still not enough to open the gas lift valve, the bottomhole pressure regulator opens, a powerful fluid flow enters the tubing string, dramatically increasing the pressure , and the gas lift valve also opens (Fig. 2). Gas from the annular space through the gas lift valve enters the tubing string, facilitating the liquid column and facilitating the lifting process. Also, gas in the annular space through the open bottomhole pressure regulator displaces the liquid into the tubing string from the annular space of the well. To ensure a more complete displacement of fluid from the annular space, the closing pressure of the bottomhole pressure regulator is lower than the closing pressure of the gas lift valve, i.e., after closing the gas lift valve, the bottomhole pressure regulator is still open, providing a more complete flow of fluid from the ring space into the tubing string. When the bottomhole pressure decreases to the calculated value, the bottomhole pressure regulator closes, due to the difference in bottomhole pressure into the wellbore, an intensive flow of fluid begins from the reservoir. The cycle repeats.
Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа, позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин без перевода на механизированные способы добычи жидких углеводородов. Thus, the inventive method is more efficient and economical in comparison with the prototype method, allows for more complete development of reserves and significantly prolongs the natural period of well flowing without switching to mechanized methods for producing liquid hydrocarbons.
Источники информации:
1. В.М. Муравьев, Спутник нефтяника, М., "Недра", 1977, 163-165 с.:
2. Н. Г. Середа, В.A. Сахаров, А.Н. Трофимов, Спутник нефтяника и газовика, М., "Недра". 1986. 184-185 с.Sources of information:
1. V.M. Muravyov, Sputnik oilman, M., "Nedra", 1977, 163-165 p.:
2. N. G. Sereda, V.A. Sakharov, A.N. Trofimov, Sputnik oil and gas industry, M., "Nedra". 1986. 184-185 p.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97103291A RU2129208C1 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97103291A RU2129208C1 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97103291A RU97103291A (en) | 1999-03-27 |
| RU2129208C1 true RU2129208C1 (en) | 1999-04-20 |
Family
ID=20190445
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97103291A RU2129208C1 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2129208C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001079656A1 (en) * | 2000-04-07 | 2001-10-25 | Vladimir Ivanovich Ivannikov | Device for flow and liftgas production of oil-wells (versions) |
| RU2737805C1 (en) * | 2020-07-22 | 2020-12-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production method of oil with high gas factor |
| RU2743119C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-02-15 | Олег Сергеевич Николаев | Adjustable gas lift unit |
| CN114482954A (en) * | 2022-02-16 | 2022-05-13 | 石家庄之迪石油工程技术有限责任公司 | Novel process for improving yield by using oil well associated gas |
-
1997
- 1997-03-04 RU RU97103291A patent/RU2129208C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Середа Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра, 1986, с.184 - 185. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001079656A1 (en) * | 2000-04-07 | 2001-10-25 | Vladimir Ivanovich Ivannikov | Device for flow and liftgas production of oil-wells (versions) |
| US6863125B2 (en) | 2000-04-07 | 2005-03-08 | Bip Technology Ltd. | Device for flow and liftgas production of oil-wells (versions) |
| RU2737805C1 (en) * | 2020-07-22 | 2020-12-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Production method of oil with high gas factor |
| RU2743119C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-02-15 | Олег Сергеевич Николаев | Adjustable gas lift unit |
| CN114482954A (en) * | 2022-02-16 | 2022-05-13 | 石家庄之迪石油工程技术有限责任公司 | Novel process for improving yield by using oil well associated gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009210651B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| US5176216A (en) | Bypass seating nipple | |
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| US6125936A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| US8413726B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| MXPA05007415A (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex. | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| US3111988A (en) | Method for treating selected formations penetrated by a well | |
| US2938584A (en) | Method and apparatus for completing and servicing wells | |
| RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
| RU2260681C2 (en) | Oil and gas deposit development method | |
| NO20101750A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
| US4279307A (en) | Natural gas production from geopressured aquifers | |
| US3428128A (en) | Method and apparatus for use in gravel packing wells | |
| RU2001122000A (en) | METHOD FOR DEVELOPING GAS-OIL DEPOSITS | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| RU2186203C2 (en) | Method of well operation | |
| Juiniti et al. | Campos Basin: Lessons learned and critical issues to be overcome in drilling and completion operations | |
| RU2777004C1 (en) | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks | |
| US20240110464A1 (en) | Method and systems for subsurface carbon capture | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2263771C1 (en) | Oil reservoir area development | |
| Norton et al. | Auger Well Completions-Sand Control Installation and Mechanical Design | |
| Clark et al. | Completing, equipping, and operating Fruitland Formation coal-bed methane wells in the San Juan basin, New Mexico and Colorado |