RU2211916C1

RU2211916C1 - Method of well operation

Info

Publication number: RU2211916C1
Application number: RU2002106905A
Authority: RU
Inventors: Г.А. Ланчаков; А.В. Беспрозванный; В.А. Ставицкий; С.В. Семенов; А.В. Типугин; Р.Ш. Зарипов; В.В. Крецул; В.М. Тугарев
Original assignee: ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром"
Priority date: 2002-03-18
Filing date: 2002-03-18
Publication date: 2003-09-10

Abstract

FIELD: oil-gas producing industry; applicable in mechanized recovery of fluid media from deep wells with use of electric centrifugal pumps and gas lift in one assembly of downhole equipment especially under conditions of falling pressure and well water encroachment. SUBSTANCE: method includes use in downhole equipment one assembly of electric centrifugal submersible pump and gas lift provided with device for gas injection, for instance, gas lift valve. It is installed at rated depth. For gas injection, use is made, at least, of two devices, for instance, gas lift valves. Upper of said gas lift valves is installed of maximum depth. Each next gas lift valve is installed at depth at which reduction of dynamic level in tubing below that of previous valve is excluded. Upper gas lift valve is always open for intake of associated petroleum gas from annular space. Subsequent gas lift valves may be opened at approaching the maximum capacity of electrical centrifugal pump at its minimal head. EFFECT: increased efficiency of method due to reduction of energy expenditures for fluid lifting owing to utilization of useful work of associated petroleum gas. 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при механизированной добыче текучих сред из глубоких скважин с применением электроцентробежных насосов (ЭЦН) и газлифта в одной компоновке скважинного оборудования, особенно в условиях падающего давления и обводнения скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used for mechanized production of fluids from deep wells using electric centrifugal pumps (ESP) and gas lift in the same layout of downhole equipment, especially in conditions of falling pressure and watering wells.

Известен газлифтный способ добычи нефти, основанный на снижении плотности пластового флюида, при котором дополнительно через газлифтные клапаны, расположенные на определенной глубине, в лифтовые трубы подают рабочий газлифтный газ (см. Силаш А. П. Добыча и транспорт нефти и газа, т.1, с. 161 - 164). There is a known gas-lift method for oil production, based on a decrease in the density of the reservoir fluid, in which working gas-lift gas is additionally supplied to the lift pipes through gas-lift valves located at a certain depth (see A.P. Silash. Oil and gas production and transport, v. 1 , p. 161 - 164).

К недостаткам этого способа при эксплуатации малодебитных обводненных нефтяных скважин относятся большой расход газлифтного газа и выпадение гидратов в месте установки верхних газлифтных клапанов и в фонтанной арматуре. Высокие эксплуатационные затраты делают работу таких скважин нерентабельной. The disadvantages of this method during the operation of low-water-flooded oil wells include high gas-lift gas consumption and precipitation of hydrates at the installation site of the upper gas-lift valves and in the fountain valves. High operating costs make the operation of such wells unprofitable.

Также известен способ подъема жидкости при помощи установок глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН) (см. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти. - М., Недра, 1983, с. 418 - 421). Also known is a method of lifting liquids using deep electric centrifugal pump (ESP) plants (see V. I. Shurov. Technology and Technique of Oil Production. - M., Nedra, 1983, pp. 418 - 421).

Недостаток этого способа заключается в невысокой эффективности при малом межремонтном периоде из-за недостаточного напора существующих ЭЦН. Вследствие этого насосы располагают на небольшой глубине до 2000-2200 м, при которой ЭЦН работает неустойчиво из-за малого подпора и выделения большого количества попутного газа из пластового флюида. The disadvantage of this method is its low efficiency with a small overhaul period due to insufficient pressure of existing ESPs. As a result, the pumps are located at a shallow depth of 2000-2200 m, at which the ESP is unstable due to the small back pressure and the release of a large amount of associated gas from the formation fluid.

Известен способ одновременного использования газлифта и электропогружных насосов, выбранный нами в качестве прототипа (см. Ли Д. Ф., Винклер Г. У., Шнайдер Р. Е. Оборудование для механизированной добычи, Нефтегазовые технологии 5, 1999 г., с. 38). В нижней части компоновки располагают ЭЦН с пакером, разобщающим призабойную зону пласта от вышележащей части скважины. Над пакером установлены три газлифтных клапана для подачи рабочего газлифтного газа в лифтовые трубы. There is a method of simultaneous use of a gas lift and electric submersible pumps, we have chosen as a prototype (see Lee D.F., Winkler G.U., Schneider R. E. Equipment for artificial lift, Oil and gas technology 5, 1999, p. 38 ) In the lower part of the layout, an ESP with a packer is located, separating the bottomhole formation zone from the overlying part of the well. Three gas lift valves are installed above the packer to supply working gas lift gas to the lift pipes.

Недостаток прототипа заключается в том, что попутный газ скапливается в затрубном пространстве под пакером, снижает динамический уровень, прорывается к приему насоса и останавливает его работу. Таким образом, газ, обладая потенциальной энергией, не совершает работы по подъему жидкости, а наоборот, ведет к срыву подачи. The disadvantage of the prototype is that associated gas accumulates in the annulus under the packer, reduces the dynamic level, breaks into the pump intake and stops its operation. Thus, the gas, possessing potential energy, does not perform work on lifting the liquid, but rather leads to a breakdown in supply.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы попутным нефтяным газом. The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the energy costs of raising the liquid by performing useful work associated petroleum gas.

Технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации скважин, включающем в одной компоновке скважинного оборудования электроцентробежный погружной насос и газлифт c газлифтными клапанами, установленными на расчетных глубинах, согласно изобретению для инжектирования газа используют, как минимум, два газлифтных клапана, верхний из которых устанавливают на глубине, соответствующей максимальному напору электроцентробежного погружного насоса, а каждое последующее - на глубинах, при которых исключают снижение динамического уровня в насосно-компрессорных трубах ниже предшествующего газлифтного клапана, при этом верхний газлифтный клапан всегда открыт для поступления попутного нефтяного газа из затрубного пространства, а последующие газлифтные клапаны имеют возможность их открытия при приближении к максимальной подаче электроцентробежного насоса при его минимальном напоре. The technical result is achieved by the fact that in the method of operating wells, which includes, in one arrangement of downhole equipment, an electric centrifugal submersible pump and a gas lift with gas lift valves installed at design depths, according to the invention, at least two gas lift valves are used for gas injection, the upper of which is installed on the depth corresponding to the maximum pressure of the electric centrifugal submersible pump, and each subsequent one at depths at which the dynamic equal to the tubing below the previous gas lift valve, the upper gas-lift valve is always open for receipt of associated gas from the annulus, and subsequent gas-lift valves have the possibility of opening when approaching the maximum flow electrocentrifugal pump at its minimum pressure.

Тем самым обеспечивают рациональное использование попутного нефтяного газа со стабильным выносом жидкости на поверхность. This ensures the rational use of associated petroleum gas with a stable removal of liquid to the surface.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены
на фиг. 1 - компоновка скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт",
где
1 - ЭЦН;
2 - интервал перфорации;
3 - уровень жидкости в затрубном пространстве;
4 - пластовый флюид;
5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
6 - уровень жидкости в НКТ;
7 - устье скважины;
8 - попутный нефтяной газ;
9 - затрубное пространство;
10 - газлифтный клапан;
11 - газлифтный клапан.The invention is illustrated by drawings, which depict
in FIG. 1 - layout of downhole equipment "ESP-gas lift",
Where
1 - ESP;
2 - interval perforation;
3 - fluid level in the annulus;
4 - formation fluid;
5 - tubing (tubing);
6 - fluid level in the tubing;
7 - wellhead;
8 - associated petroleum gas;
9 - annulus;
10 - gas lift valve;
11 - gas lift valve.

на фиг. 2 - эпюра градиентов давлений совместной работы компоновки скважинного оборудования "ЭЦН-газлифт",
где
1 - линия градиента давления при максимальном напоре ЭЦН;
2 - линия градиента давления при работе скважины через второй газлифтный клапан;
3 - линия градиента давления при минимальном напоре ЭЦН;
4 - глубина подъема пластового флюида при максимальном напоре ЭЦН;
5 - глубина подъема пластового флюида при минимальном напоре ЭЦН;
6 - давление попутного нефтяного газа в затрубном пространстве;
7 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине верхнего газлифтного клапана;
8 - место установки верхнего газлифтного клапана на оси глубин Н;
9 - место установки нижнего газлифтного клапана на оси глубин Н,
10 - точка ввода попутного нефтяного газа на глубине нижнего газлифтного клапана;
11 - место установки второго газлифтного клапана с поправкой на глубину. Осуществляют способ следующим образом:
В открытой компоновке (фиг. 1) у башмака лифтовой колонны размещают ЭЦН 1 так, чтобы прием насоса находился ниже интервала перфорации 2 под уровнем жидкости 3. Жидкость между приемом ЭЦН 1 и интервалом перфорации выполняет роль дополнительного газового сепаратора. С помощью специального патрубка (на фиг. 1 не показан) поток пластового флюида перед тем, как оказаться на приеме ЭЦН 1, охлаждает погружной электродвигатель. При этом пластовый флюид 4 дополнительно подогревается и после прохождения ЭЦН 1 поднимается вверх по НКТ 5. В зависимости от мощности ЭЦН 1, пластовых и скважинных условий, гидравлических сопротивлений уровень жидкости 6 в насосно-компрессорных трубах (НКТ) 5 не достигнет устья скважины 7 и окажется от него на некотором расстоянии. В этом интервале глубин работу по подъему жидкости продолжит газлифт. Рабочим агентом для него является попутный нефтяной газ 8 под давлением в затрубном пространстве 9, выделившийся из пластового флюида 4.in FIG. 2 is a diagram of the pressure gradients of the joint work of the layout of the downhole equipment "ESP-gas lift",
Where
1 - pressure gradient line at the maximum pressure of the ESP;
2 - pressure gradient line during well operation through a second gas-lift valve;
3 - pressure gradient line with a minimum pressure of the ESP;
4 - the depth of the formation fluid at maximum pressure ESP;
5 - the depth of the formation fluid at a minimum pressure ESP;
6 - pressure of associated petroleum gas in the annulus;
7 - entry point of associated petroleum gas at a depth of the upper gas lift valve;
8 - place of installation of the upper gas lift valve on the axis of the depths H;
9 - place of installation of the lower gas lift valve on the axis of the depths H,
10 - entry point of associated petroleum gas at a depth of the lower gas lift valve;
11 - installation site of the second gas lift valve, adjusted for depth. The method is carried out as follows:
In the open layout (Fig. 1), an ESP 1 is placed at the shoe of the elevator column so that the pump intake is below the perforation interval 2 below the liquid level 3. The liquid between the ESP 1 intake and the perforation interval acts as an additional gas separator. Using a special pipe (not shown in FIG. 1), the flow of formation fluid before it is received at the ESP 1 receives cooling of the submersible motor. In this case, the formation fluid 4 is additionally heated and after passing through the ESP 1 it rises up along the tubing 5. Depending on the capacity of the ESP 1, reservoir and borehole conditions, and hydraulic resistances, the fluid level 6 in the tubing 5 will not reach the wellhead 7 and will be at some distance from him. In this depth interval, gas lift will continue the work of lifting the liquid. A working agent for it is associated petroleum gas 8 under pressure in the annulus 9, released from the reservoir fluid 4.

Для поступления попутного нефтяного газа 8 из затрубного пространства 9 в НКТ 5 используют, например, газлифтные клапаны 10 и 11, управляемые перепадом давлений между затрубным пространством 9 и НКТ 5, и оборудованные обратными клапанами. Для предлагаемой комбинированной компоновки это означает, что ввод попутного нефтяного 8 газа в НКТ 5 возможен с глубины, где давление в затрубном пространстве 9 превышает давление жидкости в НКТ 5. For the arrival of associated petroleum gas 8 from the annular space 9 in the tubing 5, for example, gas lift valves 10 and 11 are used, controlled by the pressure differential between the annular space 9 and the tubing 5, and equipped with check valves. For the proposed combined arrangement, this means that the introduction of associated petroleum gas 8 into the tubing 5 is possible from a depth where the pressure in the annulus 9 exceeds the fluid pressure in the tubing 5.

ЭЦН 1 работает в пределах оптимального режима, при котором граничным значениям дебитов соответствуют определенные величины напоров. Поэтому и подача попутного нефтяного газа должна производиться так, чтобы охватить конкретный расчетный интервал глубин, определяемый максимальным и минимальным напором для заданного типоразмера ЭЦН 1. Рациональным представляется установка не менее двух газлифтных клапанов 10 и 11. При этом верхний клапан 10 следует всегда иметь открытым для подачи газа, а открытие нижних 11 необходимо только в случае увеличения и приближения к максимальной подаче пластового флюида ЭЦН 1 при минимальном напоре. ESP 1 operates within the optimal mode, in which certain head values correspond to the boundary flow rates. Therefore, the associated petroleum gas should be supplied in such a way as to cover a specific calculated depth interval determined by the maximum and minimum pressure for a given size ESP 1. It is rational to install at least two gas-lift valves 10 and 11. At the same time, the upper valve 10 should always be open for gas supply, and the opening of the lower 11 is necessary only in case of increase and approach to the maximum flow of formation fluid ESP 1 with a minimum pressure.

На фиг. 2 показана эпюра градиентов давлений совместной работы "ЭЦН-газлифт". In FIG. 2 shows a diagram of pressure gradients of joint work of "ESP-gas lift".

Предварительно рассчитав глубину установки и выбрав типоразмер ЭЦН, строят эпюру давлений в координатах давление (Р) - глубина (Я). На оси давлений, приведенных к глубине установки насоса, откладывают величину максимального напора (рншх), и минимального напора (рн min), развиваемых насосом, с поправкой (уменьшением) на устьевое давление (рв). Из полученных точек проводят линии градиентов давлений 1 и 2, соответствующие заданной плотности пластового флюида. На вертикальной оси Н точки пересечения 4 и 5 с линиями 1 и 3 определяют глубину подъема флюида при работе ЭЦН на двух экстремальных режимах. Отметив на горизонтальной линии устьевых давлений точку 6, соответствующую давлению попутного нефтяного газа в затрубном пространстве, проводя через нее градиентную кривую газа до пересечения с линиями градиентов давлений 1 и 3 получают точки 7 и 10, соответствующие глубине ввода попутного нефтяного газа через газлифтный клапан. Из точек 7 и 10 проводят горизонтали до пересечения с осью глубин Н и отмечают точки 8 и 9. After preliminary calculating the installation depth and selecting the size of the ESP, a pressure plot is constructed in the coordinates pressure (P) - depth (I). On the pressure axis reduced to the pump installation depth, the maximum pressure (rnxh) and the minimum pressure (rn min) developed by the pump are corrected, corrected (decreased) for wellhead pressure (rv). From the obtained points, lines of pressure gradients 1 and 2 are drawn corresponding to a given density of the formation fluid. On the vertical axis H, the intersection points 4 and 5 with lines 1 and 3 determine the depth of fluid rise during the operation of the ESP in two extreme modes. Having marked point 6 on the horizontal line of wellhead pressures, which corresponds to the associated petroleum gas pressure in the annulus, passing through it a gradient gas curve until it intersects with pressure gradient lines 1 and 3, points 7 and 10 corresponding to the depth of associated petroleum gas inlet through the gas lift valve are obtained. From points 7 and 10 draw horizontally to the intersection with the axis of the depths H and mark points 8 and 9.

Для верхнего газлифтного клапана, по условию превышения давления в затрубном пространстве над давлением в НКТ, его установка для максимального напора насоса возможна в интервале глубин от точки 4 до точки 8. При минимальном напоре насоса глубина установки второго клапана определяется интервалом от точки 5 до точки 9. Между точками 5 и 8 образуется интервал, в котором верхний газлифтный клапан окажется над уровнем жидкости в НКТ, что приведет к срыву подачи жидкости и неэффективной продувке через него рабочего попутного нефтяного газа. Для предупреждения этого второй газлифтный клапан следует устанавливать выше глубины, определяемой т. 9. Поправка на глубину определяется расстоянием, равным интервалу между точками 5 и 8 с запасом 50-70 м (т. 11). Пунктирная линия 2 иллюстрирует работу скважины через второй клапан. В случае, когда точка 5 находится выше точки 8, нижний газлифтный клапан располагается на глубине, определяемой точкой 8. For the upper gas lift valve, according to the condition that the pressure in the annulus exceeds the pressure in the tubing, its installation for the maximum pump head is possible in the depth interval from point 4 to point 8. With the minimum pump head, the installation depth of the second valve is determined by the interval from point 5 to point 9 Between points 5 and 8, an interval is formed in which the upper gas lift valve is above the liquid level in the tubing, which will lead to a disruption of the fluid supply and inefficient purging of working associated petroleum gas through it. To prevent this, the second gas lift valve should be installed above the depth determined by t. 9. The depth correction is determined by the distance equal to the interval between points 5 and 8 with a margin of 50-70 m (t. 11). Dotted line 2 illustrates the operation of the well through a second valve. In the case where point 5 is above point 8, the lower gas lift valve is located at a depth defined by point 8.

Эксплуатация скважины начинается с вытеснения жидкости глушения газом высокого давления, искусственно подаваемого в затрубное пространство от стороннего источника. По достижении уровня жидкости верхнего газлифтного клапана в работу включается ЭЦН. Одновременно дополнительная подача газа в затрубное пространство прекращается. За счет откачки жидкости глушения ЭЦН и работы газлифта уровень жидкости продолжает снижаться, чем обеспечиваются условия притока пластового флюида. Выделившийся из него попутный нефтяной газ поступает в затрубное пространство, стабилизирует в нем давление, которое с помощью известных операций и оборудования устанавливается и поддерживается на уровне необходимого рабочего давления газлифта. Well operation begins with the displacement of the kill fluid by high pressure gas, artificially supplied to the annulus from an external source. Upon reaching the liquid level of the upper gas lift valve, the ESP is switched on. At the same time, the additional gas supply to the annulus ceases. Due to pumping of the ESP kill fluid and gas lift operation, the liquid level continues to decrease, which ensures the conditions of formation fluid inflow. Associated petroleum gas released from it enters the annulus, stabilizes the pressure in it, which is established and maintained at the level of the required working pressure of the gas lift using known operations and equipment.

Уровень жидкости в затрубном пространстве в общем случае снижается под нижний газлифтный клапан. Последний находится в закрытом положении при превышении давления в НКТ над давлением попутного нефтяного газа на глубине установки нижнего клапана. В противном случае последний открыт и попутный нефтяной газ подается в НКТ через него. Устойчивое положение уровня жидкости в затрубном пространстве, определяемое с помощью эхолота, свидетельствует о стабильной работе скважины. The liquid level in the annulus generally decreases under the lower gas lift valve. The latter is in the closed position when the pressure in the tubing exceeds the pressure of associated petroleum gas at a depth of installation of the lower valve. Otherwise, the latter is open and associated petroleum gas is supplied to the tubing through it. A stable position of the fluid level in the annulus, determined using an echo sounder, indicates the stable operation of the well.

С применением данного метода были рассчитаны компоновки и режимные параметры работы нефтяных скважин 20493 и 6291 Уренгойского месторождения. Технико-экономический эффект от экономии газлифтного газа оценивается в размере 407 тыс. руб. в год при стоимости 150 руб. одной тысячи кубических метров и потребности на скважину объема в 7,4 тыс. кубических метров в сутки. Using this method, the layouts and operating parameters of the oil wells 20493 and 6291 of the Urengoy field were calculated. The technical and economic effect of saving gas-lift gas is estimated at 407 thousand rubles. per year at a cost of 150 rubles. one thousand cubic meters and the need for a well of 7.4 thousand cubic meters per day.

Claims

A method of operating wells, including in one arrangement of downhole equipment of an electric centrifugal submersible pump and gas lift with gas lift valves installed at design depths, characterized in that at least two gas lift valves are used for gas injection, the upper of which is installed at a depth corresponding to the maximum pressure electric centrifugal submersible pump, and each subsequent one at depths at which the dynamic level in the tubing is excluded from lowering preceding the gas lift valve, the upper gas-lift valve is always open for receipt of associated gas from the annulus, and subsequent gas-lift valves have the possibility of opening when approaching the maximum flow electrocentrifugal pump at its minimum pressure.