RU2215136C2 - Method of well completion - Google Patents
Method of well completion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215136C2 RU2215136C2 RU2001120493/03A RU2001120493A RU2215136C2 RU 2215136 C2 RU2215136 C2 RU 2215136C2 RU 2001120493/03 A RU2001120493/03 A RU 2001120493/03A RU 2001120493 A RU2001120493 A RU 2001120493A RU 2215136 C2 RU2215136 C2 RU 2215136C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- gas
- temperature
- ejector
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению, разработке и эксплуатации скважин газовых, газоконденсатных месторождений и предназначено для безопасного ведения работ при освоения скважин,
Известен способ освоения скважины ( 12392704, Е 21 В 43/25), включающий замену скважинной жидкости на многофазную пену, выдержку пены в скважине при закрытом затрубном пространстве и последующий вызов притока.The invention relates to the drilling, development and operation of gas wells, gas condensate fields and is intended for the safe conduct of work during well development,
A known method of well development (12392704, E 21 B 43/25), including replacing the wellbore fluid with multiphase foam, holding the foam in the well with a closed annulus and the subsequent inflow call.
После закачки пены нагнетают газ в затрубное пространство, выдержку пены в скважине осуществляют до стабилизации давления, вызов притока осуществляют при периодическом стравливании газа из затрубного пространства в атмосферу. В качестве рабочего агента используют атмосферный воздух, степень аэрации пены и величину давления газа в затрубном пространстве выбирают из условия превышения на 10-15% заданную величину депрессии на пласт. After the injection of foam, gas is injected into the annulus, the foam is held in the well until pressure is stabilized, the inflow is called upon by periodically bleeding gas from the annulus into the atmosphere. As a working agent, atmospheric air is used, the degree of aeration of the foam and the gas pressure in the annulus are selected from the condition of 10-15% excess of the specified value of the depression on the formation.
Точность получения заданной депрессии близка к точности показаний манометра, диапазон регулирования величины изменения и поддержания депрессий изменяется в широких пределах в зависимости от степени аэрации пены. The accuracy of obtaining the desired depression is close to the accuracy of the pressure gauge, the range of regulation of the magnitude of the change and the maintenance of the depression varies widely depending on the degree of foam aeration.
При реализации способа вызов притока осуществляется путем ступенчатого снижения давления в скважине с контролем величины депрессии по уровню жидкости в трубном пространстве. When implementing the method, the call of the inflow is carried out by stepwise reducing the pressure in the well with the control of the magnitude of the depression by the liquid level in the pipe space.
Однако применение воздуха для освоения скважин и ее промывки в настоящее время запрещено "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности". However, the use of air for well development and flushing is currently prohibited by the Safety Rules in the Oil and Gas Industry.
Кроме того, дискретное снижение давления в затрубном пространстве с контролем уровня жидкости в трубном пространстве существенно удлиняет время освоения скважины, поскольку необходимо учитывать время, за которое происходит изменение свойств пены а худшую сторону. а выброс отработанной пены осуществляется в атмосферу при различных температурных условиях на устье, что усложняет процесс разрушения пены и делает его неконтролируемым. In addition, a discrete decrease in pressure in the annulus with the control of the liquid level in the pipe space significantly lengthens the time of well development, since it is necessary to take into account the time during which the foam properties change and the worse. and the waste foam is released into the atmosphere at different temperature conditions at the mouth, which complicates the process of foam destruction and makes it uncontrollable.
При разрушении пены в скважине давление в затрубном пространстве возрастает, что при определенных условиях может привести к блокированию продуктивного пласта, который имеет малое пластовое давление. With the destruction of foam in the well, the pressure in the annulus increases, which under certain conditions can lead to blocking of the reservoir, which has a low reservoir pressure.
Известен способ освоения глубокой скважины (авт. свид. 691557, М.кл. Е 21 В 43/00), включающий замену жидкости на раствор поверхностно-активных веществ с последующей его аэрацией. В скважину перед аэрацией вводят газообразователь, количество которого определяется по формуле, учитывающей степень аэрации пены, необходимой для создания заданной депрессии на пласт и степени аэрации пены, создаваемой исходя из возможностей наземного оборудования. A known method of developing a deep well (ed. Certificate. 691557, M.cl. E 21 In 43/00), including replacing the fluid with a solution of surface-active substances with its subsequent aeration. A blowing agent is introduced into the well before aeration, the amount of which is determined by a formula that takes into account the degree of foam aeration necessary to create a given depression on the formation and the degree of foam aeration created based on the capabilities of the ground equipment.
При этом на забое скважины степень аэрации пены в результате разложения газообразователя за счет температуры пласта увеличивается. At the same time, at the bottom of the well, the degree of foam aeration as a result of decomposition of the blowing agent due to the temperature of the formation increases.
Использование предлагаемого способа позволяет ускорить процесс освоения скважин. Однако при реализации способа в условиях Крайнего Севера могут возникнуть сложности, связанные с низкими температурами на поверхности и невысокими пластовыми температурами на забое скважины. Using the proposed method allows to accelerate the process of well development. However, when implementing the method in the conditions of the Far North, difficulties may arise associated with low surface temperatures and low formation temperatures at the bottom of the well.
Выходящая из скважины пена выбрасывается в атмосферу также при низких температурах, что негативно сказывается на процессе ее разрушения. The foam emerging from the well is released into the atmosphere even at low temperatures, which negatively affects the process of its destruction.
Известен способ освоения скважин (патент РФ 2083812, 6 Е 21 В 43/25) с использованием выхлопных газов дизель-моторов. Выхлопные газы от дизель-моторов, очищенные в сепараторе и охлажденные до нужной температуры, с помощью компрессора подаются под давлением в межтрубное пространство в скважины по замкнутому циклу дизель-мотор компрессор-скважина. A known method of well development (RF patent 2083812, 6 E 21 V 43/25) using the exhaust gases of diesel engines. The exhaust gases from diesel engines, cleaned in a separator and cooled to the desired temperature, are fed under pressure to the annulus through the compressor into the wells in a closed cycle diesel-compressor-well compressor.
Недостаток - необходимость охлаждения и тщательной подготовки выхлопных газов перед компримированием и подачей в скважину для ее освоения, а также сложности при утилизации пены на устье скважины при низких температурах. The disadvantage is the need for cooling and thorough preparation of exhaust gases before compression and supply to the well for its development, as well as the difficulty in utilizing the foam at the wellhead at low temperatures.
Известна технологическая схема обвязки нескольких эжекторов последовательно или параллельно, где после каждого эжектора смесь газа и жидкости поступает в объемный сепаратор, происходит разделение газа и жидкости. Однако обязательным и надежным условием при компримировании высокотемпературного выхлопного газа двигателя внутреннего сгорания и получения двухфазной пены двумя эжекторами, связанными друг с другом, является взаимосвязь всех параметров, а именно, количество выхлопных газов, подаваемых на прием первого эжектора, с количеством выхлопного газа необходимого приготовления расчетного объема двухфазной пены. A known technological scheme of strapping several ejectors in series or in parallel, where after each ejector a mixture of gas and liquid enters the volume separator, gas and liquid are separated. However, a prerequisite and reliable condition for compressing the high-temperature exhaust gas of an internal combustion engine and obtaining two-phase foam by two ejectors connected to each other is the interconnection of all parameters, namely, the amount of exhaust gas supplied to the first ejector, with the amount of exhaust gas required to prepare the calculated volume of two-phase foam.
Недостатком известного решения являются:
- отсутствие оборудования для компримирования высокотемпературного газа от двигателей внутреннего сгорания без предварительного охлаждения и очистки;
- нет условий управления технологическим процессом поддержания высокой степени аэрации пены на устье скважины в зависимости от температуры газа, состава ПАВ, а также в зависимости от глубины скважины, снижена депрессия на пласт;
- нет условий, способствующих эффективной утилизации пены на устье скважины.A disadvantage of the known solutions are:
- lack of equipment for compressing high temperature gas from internal combustion engines without preliminary cooling and purification;
- there are no conditions for controlling the technological process of maintaining a high degree of foam aeration at the wellhead depending on the gas temperature, the composition of the surfactant, and also depending on the depth of the well, the depression on the formation is reduced;
- there are no conditions conducive to the efficient disposal of foam at the wellhead.
Известен способ освоения скважины (авт. свид. 872732, Е 21 В 43/25) путем создания депрессии на продуктивный горизонт последовательным нагнетанием в трубы пачек из газовых подушек и продавочной жидкости. После каждого продавливания газовой подушки до расчетной глубины продавочную жидкость выпускают с заполнением освободившегося объема газообразным агентом, который продавливает до следующей расчетной глубины, причем на границе продавочной жидкости и газа размещают разделительную пробку. A known method of well development (ed. Certificate. 872732, E 21 B 43/25) by creating depression on the productive horizon by sequentially pumping bundles of gas cushions and squeezing fluid into the pipes. After each squeezing of the gas cushion to the calculated depth, the squeezing liquid is discharged with filling of the vacant volume with a gaseous agent, which pushes to the next calculated depth, and a separation plug is placed at the boundary of the squeezing liquid and gas.
Недостаток - необходимость многократного дискретного понижения уровня жидкости с подачей при каждом цикле разделительной пробки,
Известен способ освоения скважин многоступенчатым эжектированием (Геология, бурение и разработка газовых месторождений и ПХГ. Сборник научных трудов. Вып. 32, Ставрополь: ОАО "СевКавНИПИгаз", 2000 г., с. 100-110), взятый авторами в качестве прототипа.The disadvantage is the need for multiple discrete lowering of the liquid level with the supply at each cycle of the separation plug,
There is a method of well development by multi-stage ejection (Geology, drilling and development of gas fields and underground storage facilities. Collection of scientific papers. Issue 32, Stavropol: OJSC SevKavNIPIgaz, 2000, pp. 100-110), taken by the authors as a prototype.
Способ освоения осуществляется путем приготовления и закачки пены в скважину, для чего предварительно эжектируют воздух из атмосферы воздушным эжектором, затем отделяют сжатый воздух от жидкости и подают его на эжектор приготовления и закачки пены в скважину. The development method is carried out by preparing and injecting foam into the well, for which air is preliminarily ejected from the atmosphere by an air ejector, then compressed air is separated from the liquid and fed to the ejector for preparing and injecting foam into the well.
Предложенная технологическая схема обвязки скважины включает буровой насос высокой производительности, обвязанный с водовоздушным эжектором. The proposed technological scheme of the piping of the well includes a high-performance mud pump connected to a water-air ejector.
Жидкостно-газовая смесь сепарируется с подачей компримированого газа на прием второго эжектора и получением пены путем эжектирования пенообразующей жидкости. Пену под расчетным давлением, превышающим устьевое давление, подают в лифтовую колонну труб. The liquid-gas mixture is separated by the supply of compressed gas to receive a second ejector and to obtain foam by ejecting a foaming liquid. Foam at a design pressure in excess of wellhead pressure is fed into the pipe riser.
Замена жидкости, заполняющей скважину, на пену определенной плотности позволяет создать необходимую депрессию на продуктивный пласт и осуществить освоение скважины. Replacing the fluid filling the well with a foam of a certain density allows you to create the necessary depression on the reservoir and to develop the well.
Однако освоение скважин с использованием двухфазных пен по данному способу имеет недостатки, а именно:
- применение воздуха для освоения скважин запрещено "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности";
- Северные месторождения характеризуются низкой пластовой температурой, что снижает эффективность освоения скважин пенными системами, закачиваемыми при температуре окружающей среды, и приводит к осложнениям, связанным с гидратообразованием.However, well development using two-phase foams in this method has disadvantages, namely:
- the use of air for well development is prohibited by the "Safety Rules in the Oil and Gas Industry";
- Northern fields are characterized by low reservoir temperature, which reduces the efficiency of well development with foam systems injected at ambient temperature and leads to complications associated with hydrate formation.
Кроме того, двухфазная пена, выходящая из затрубного пространства, при низкой температуре воздуха и малой температуре самой пены делает проблематичным процесс разрушения двухфазной пены на cooтветствующие компоненты с возвратом пенообразующей жидкости в технологический цикл. In addition, the two-phase foam emerging from the annulus, at low air temperature and low temperature of the foam itself, makes the process of the destruction of the two-phase foam into appropriate components with the return of the foaming liquid to the process cycle problematic.
Технический результат заключается в возможности освоения газовых и газоконденсатных скважин с аномально низкими пластовыми давлениям путем подачи в скважину двухфазной пены, генерируемой струнными жидкостно-газовыми эжекторами, с компримированием горячих выхлопных газов от дизель-моторов двухступенчатым эжектированием и генерацией пены при оптимальной положительной температуре с подачей части горячих газов от дизель-моторов на прием эжектора затрубного пространства для нагрева и разрушения выходящей двухфазной пены на составляющие компоненты, причем расход и температуру выхлопного газа на эжекторе затрубного пространства поддерживают из условия разрушения двухфазной пены. The technical result consists in the possibility of developing gas and gas condensate wells with abnormally low reservoir pressures by feeding a two-phase foam generated by string liquid-gas ejectors into the well, by compressing the hot exhaust gases from diesel engines with two-stage ejection and foam generation at the optimum positive temperature with the supply part of hot gases from diesel engines to receive an annulus ejector for heating and destruction of the outgoing two-phase foam into a component components, moreover, the flow rate and temperature of the exhaust gas at the annulus ejector are maintained from the condition of destruction of the two-phase foam.
Технический результат достигается с помощью технологической схемы обвязки устья скважины эжекторами компримирования горячих выхлопных газов и генерации двухфазной пены с подачей в лифтовую колонну труб, установкой эжектора на затрубном пространстве с вводом горячего выхлопного газа на его прием, с дополнительным газированием и нагревом пены до температуры ее разрушения на составляющие компоненты на устье скважины. The technical result is achieved using the flow chart of the wellhead binding with ejectors for compressing hot exhaust gases and generating two-phase foam with pipes supplied to the lift column, installing an ejector in the annulus with the hot exhaust gas being introduced to it, with additional aeration and heating of the foam to the temperature of its destruction on the components at the wellhead.
Причем при компримировании горячих выхлопных газов на эжекторе первой ступени используют рабочую жидкость, исключающую пенообразование, а на эжекторе генерации пены - пенообразующую жидкость. Moreover, when compressing hot exhaust gases on the first stage ejector, a working fluid is used that excludes foaming, and a foam-forming liquid is used on the foam generation ejector.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: известно эжектирование горячих газов (Г.А. Булычев. Применение эжектирования при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989 г.) Там же показана технологическая схема обвязки нескольких эжекторных установок, где после каждого эжектирования смесь жидкости и газа поступает в объемные сепараторы и разделяется с подачей газа для компримирования на следующий эжектор. An analysis of the inventive step showed the following: ejection of hot gases is known (G. A. Bulychev. The use of ejection in the operation of oil and gas wells. - M .: Nedra, 1989) The technological scheme of strapping several ejector installations is shown there, where after each ejection the mixture of liquid and gas enters the volumetric separators and is separated with the gas supply for compression to the next ejector.
Известно также применение выхлопных газов ДВС для освоения скважин (К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин. - М.: Недра, 1996 г.). The use of ICE exhaust gases for well development is also known (K. M. Tagirov, A. N. Lobkin. Use of ICE exhaust gases in the repair and development of gas wells. - M .: Nedra, 1996).
Применение водовоздушных эжекторов для компримирования газа широко известно в практике освоения газовых скважин пенами (К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А. Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996 г.). В данном источнике отмечается, что наиболее эффективным газообразным промывочным агентом для вскрытия продуктивных пластов с АНПД (аномально низким пластовым давлением) являются пенные системы. The use of water-air ejectors for gas compression is widely known in the practice of foaming gas wells (K. M. Tagirov, A. N. Gnoev, A. N. Lobkin. Opening of productive oil and gas reservoirs with abnormal pressures. - M .: Nedra, 1996. ) This source notes that the most effective gaseous flushing agent for opening productive formations with ANPD (abnormally low reservoir pressure) are foam systems.
Известен патент РФ 2110673, 6 Е 21 В 43/00, в котором реализуется способ эксплуатации кустовых газовых скважин и эжектирующее устройство для его осуществления. Known patent of the Russian Federation 2110673, 6 E 21 In 43/00, which implements a method of operating cluster gas wells and an ejection device for its implementation.
Анализ изобретательского уровня показал, что совокупность технологических параметров и технологических приемов, направленных на освоение скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с применением в качестве рабочего агента горячих выхлопных газов дизель-моторов для генерирования двухфазной пены, неизвестно. An analysis of the inventive step showed that the set of technological parameters and technological methods aimed at developing wells with abnormally low reservoir pressures using diesel engines as the working agent for generating exhaust gases to generate two-phase foam is unknown.
Не выявлено также технических решений, направленных на разрушение выходящей из скважины пены за счет включения эжектора на затрубное пространство для нагрева горячими выхлопными газами двухфазной пены с ее дополнительным газонасыщением и нагревом до температуры разрушения и разрушением на составляющие компоненты за пределами скважины при любой температуре окружающей среды. No technical solutions have also been identified aimed at the destruction of the foam emerging from the well due to the inclusion of an ejector in the annulus for heating the two-phase foam with hot exhaust gases with its additional gas saturation and heating to the fracture temperature and fracture to constituent components outside the well at any ambient temperature.
Не выявлено также технологическое решение, направленное на оптимизацию процесса промывки песчаной пробки двухфазными пенами с сохранением заданной степени аэрации на забое скважины и уменьшения гидростатического давления в зоне продуктивного пласта за счет применения эжектора откачки и нагрева пены горячими выхлопными газами на устье скважины. No technological solution was also found aimed at optimizing the washing of the sand plug with two-phase foams while maintaining a given degree of aeration at the bottom of the well and reducing the hydrostatic pressure in the zone of the reservoir through the use of an ejector for pumping and heating the foam with hot exhaust gases at the wellhead.
Из литературных источников также известно, что температуpa выхлопных газов находится в пределах 250-450oС (К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин. - М.: Недра, 1996 г., с. 33).From literary sources it is also known that the temperature of the exhaust gases is in the range of 250-450 o C (K.M. Tagirov, A.N. Lobkin. The use of ICE exhaust gases in the repair and development of gas wells. - M .: Nedra, 1996 ., p. 33).
В то же время температурная стойкость двухфазной пены ограничена температурой 353 К, или 80oС (Временная инструкция по вскрытию газоносного пласта с промывкой пеной по герметизированной системе циркуляции. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1985 г. или К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении скважин. - М.: Недра, 1996 г.).At the same time, the temperature resistance of two-phase foam is limited by a temperature of 353 K, or 80 o C (Temporary instructions for opening a gas-bearing formation with foam washing through a sealed circulation system. Stavropol: SevKavNIPIgaz, 1985 or K.M. Tagirov, A.N. Lobkin, Using ICE exhaust gases in the repair and development of wells. - M.: Nedra, 1996).
Известно также, что свойства двухфазных пен изменяются в зависимости от давления и температуры (К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996 г. с. 91). Из материалов литературного источника известно, что с увеличением температуры пены степень сжимаемости пены уменьшается при соответствующем увеличении степени аэрации пены. Отсюда следует, что важным условием стабильной работы эжектора для генерации пены является стабильное поддержание температуры газа и пенообразующей жидкости, что в свою очередь стабилизирует процесс освоения скважин двухфазной пеной. It is also known that the properties of two-phase foams vary depending on pressure and temperature (K.M. Tagirov, A.N. Gneoyev, A.N. Lobkin. Opening of productive oil and gas reservoirs with abnormal pressures. - M .: Nedra, 1996. p. 91). From the literature it is known that with an increase in the temperature of the foam, the degree of compressibility of the foam decreases with a corresponding increase in the degree of aeration of the foam. It follows that an important condition for the stable operation of the ejector for foam generation is the stable maintenance of the temperature of the gas and the foaming liquid, which in turn stabilizes the process of well development with two-phase foam.
Известно также, что на пенообразующую способность различных ПАВ влияет температура, при которой осуществляется процесс генерации пены (В.К. Тихомиров. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. 2-е изд. перераб. М. : Химия, 1993 г., с. 17-20). It is also known that the foaming ability of various surfactants is affected by the temperature at which the foam generation process is carried out (V.K. Tikhomirov. Foams. Theory and practice of their production and destruction. 2nd ed. Revised. M.: Chemistry, 1993 p. 17-20).
Согласно В. К. Тихомирову в ряду щелочных солей жирных кислот пенообразование при повышении температуры растет. Оптимальный диапазон температур, при котором пенообразование наиболее эффективно, 20-50oС для различных ПАВ. При более высоких температурах наблюдается снижение пенообразующей способности.According to V.K. Tikhomirov, in a series of alkaline salts of fatty acids, foaming increases with increasing temperature. The optimal temperature range at which foaming is most effective is 20-50 o C for various surfactants. At higher temperatures, a decrease in foaming ability is observed.
При понижении температуры от оптимальной, указанной выше, кратность пен, приготовленной из всех растворов, уменьшается. As the temperature decreases from the optimum indicated above, the multiplicity of foams prepared from all solutions decreases.
На с. 22 отмечено, что стабильность пены также на прямую зависит от температуры. При 50oС максимальной устойчивостью обладают пены из растворов натриевой соли пальмитиновой кислоты.On p. 22 it is noted that the stability of the foam is also directly dependent on temperature. At 50 o With maximum stability have foams from solutions of sodium salt of palmitic acid.
Из вышеизложенного следует, что оптимизация процесса получения стабильной пены для освоения скважин напрямую зависит oт температуры, при которой происходит процесс генерации пены, а также после выхода пены на поверхность, воздействие на нее высокой температурой способствует ее разрушению,
Таким образом, совокупность технологических приемов, направленных на повышение эффективности освоения газовых скважин с аномально низкими пластовыми давлениями за счет применения горячих выхлопных газов для генерации двухфазной пены, поддержания заданной степени аэрации на забое скважины, ее нагрева горячими выхлопными газами при выходе из затрубного пространства путем их ввода в поток и разрушением на составляющие компоненты, входящие в отличительную часть формулы изобретения и дающие вышеуказанный технический результат, не выявлена по имеющимся источникам известности, т.е. обладает изобретательским уровнем.From the above it follows that the optimization of the process of obtaining stable foam for well development directly depends on the temperature at which the process of foam generation occurs, and also after the foam comes to the surface, exposure to it by high temperature contributes to its destruction,
Thus, a set of technological methods aimed at increasing the efficiency of gas well development with abnormally low reservoir pressures through the use of hot exhaust gases to generate two-phase foam, maintaining a given degree of aeration at the bottom of the well, and heating it with hot exhaust gases when leaving the annulus by input into the stream and the destruction of the constituent components included in the distinctive part of the claims and giving the above technical result, did not reveal It is based on available sources of fame, i.e. possesses an inventive step.
На фиг. 1 показана технологическая схема обвязки устья газовой скважины для осуществления освоения газовых скважин инертными газами;
На фиг.2 показан жидкостно-газовый эжектор.In FIG. 1 shows a flow chart of the binding of the mouth of a gas well for the development of gas wells with inert gases;
Figure 2 shows a liquid-gas ejector.
Схема включает буровой насос 1, соединенный трубопроводом с емкостью для рабочей жидкости 2 и эжектором 3 для компримирования горячих выхлопных газов от дизель-мотора 4. The scheme includes a
Эжектор 3 связан с сепаратором 5, на котором происходит разделение жидкостно-газовой смеси и подача компримированного газа на прием эжектора 6, связанного трубопроводом с приемом насоса 7, который соединен трубопроводом с емкостью 8, с пенообразующей жидкостью. Часть выхлопных газов по трубопроводу 9 подается на приемный коллектор эжектора 10 затрубного пространства скважины 11, на выходе которого установлен сепаратор 12. Выход эжектора 6 связан с лифтовой колонной труб 13. The
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
Буровым насосом 1 рабочую жидкость из емкости 2 подают на вход высокопроизводительного жидкостно-газового эжектора 3, производительность которого рассчитана по жидкости в соответствии с его номинальной производительностью при заданном давлении компримирования горячего выхлопного газа.
Нагретую жидкостно-газовую смесь под давлением подают в сепаратор 5, отделяют сжатый газ и при определенной контролируемой температуре подают на приемную камеру эжектора 6, а рабочую жидкость возвращают в емкость 2, где она охлаждается и освобождается от механических и химических примесей, выделяемых выхлопными газами ДВС. The heated liquid-gas mixture is supplied under pressure to the separator 5, the compressed gas is separated and, at a certain controlled temperature, fed to the receiving chamber of the ejector 6, and the working fluid is returned to the
На вход эжектора 6 под расчетным рабочим давлением подают насосом 7 пенообразующую жидкость, которую выбирают исходя из конкретных условий скважины. At the inlet of the ejector 6, under the calculated working pressure, a foaming liquid is pumped by the pump 7, which is selected based on the specific conditions of the well.
Полученную пену, имеющую заданную температуру, подают в лифтовую колонну труб 13. Производительность эжектора 6 по жидкости задается в зависимости от требуемой степени аэрации пены, закачиваемой в скважину. The resulting foam, having a predetermined temperature, is fed into the tubing string 13. The liquid ejector performance 6 is set depending on the desired degree of aeration of the foam pumped into the well.
Замена жидкости глушения, заполняющей скважину, на пену определенной плотности и температуры, позволяет создать необходимую депрессию на продуктивный пласт и осуществить технологический процесс освоения непрерывно. Replacing the kill fluid filling the well with a foam of a certain density and temperature allows you to create the necessary depression on the reservoir and to carry out the development process continuously.
С целью разрушения отработанной пены выход ее из затрубного пространства скважины 11 осуществляется через эжектор 10 с подачей на приемную камеру горячих выхлопных газов при температуре 250-450oС. Смесь перенасыщенного выхлопными газами и перегретого пенного тумана подается на сепаратор 12, где происходит разделение жидкой и газовой фаз с возвратом пенообразующей жидкости в технологический цикл.In order to destroy the spent foam, its exit from the annular space of the borehole 11 is carried out through an ejector 10 with the supply of hot exhaust gases to the receiving chamber at a temperature of 250-450 o C. A mixture of supersaturated exhaust gases and superheated foam fog is fed to a separator 12, where liquid and gas phases with the return of the foaming liquid into the technological cycle.
Пример расчета способа освоения скважины. An example of calculating a well development method.
Расчет первой ступени эжектировання производим при максимальной производительности бурового насоса с учетом достижения максимально возможного коэффициента эжекции. The calculation of the first stage of ejection is performed at the maximum productivity of the mud pump, taking into account the achievement of the maximum possible coefficient of ejection.
На первой ступени эжектирования газов от ДВС расчет ведется при атмосферном давлении Рат.=0,09 МПа
Для обеспечения устойчивой работы эжектора первой ступени отношение давлений водовоздушной смеси Рс.1 к рабочему давлению на входе в эжектор Рр должно составлять
Наибольшее значение коэффициента эжекции обеспечивается при K1=0,25.At the first stage of gas ejection from the internal combustion engine, the calculation is carried out at atmospheric pressure P at. = 0.09 MPa
To ensure stable operation of the ejector of the first stage pressure ratio P c.1 water-air mixture to the operating pressure at the inlet of the eductor should be P p
The largest value of the ejection coefficient is provided when K 1 = 0.25.
Основным геометрическим параметром при расчете эжектора является отношение площадей камеры смешения к соплу:
Коэффициент эжекции эжектора первой ступени определяется выражением:
где fк.c.1 - площадь сечения камеры смешения;
fc.1 - площадь сечения отверстия сопла (насадки).The main geometric parameter in the calculation of the ejector is the ratio of the areas of the mixing chamber to the nozzle:
The ejection coefficient of the ejector of the first stage is determined by the expression:
where f k.c.1 is the cross-sectional area of the mixing chamber;
f c.1 - sectional area of the nozzle hole (nozzle).
Рабочее давление на входе в эжектор первой ступени эжектирования исходя из технических возможностей бурового насоса типа У8-4 должно составлять
Pp1=(7,0-9,0) МПа, при этом расход жидкости составляет
Qж=50 л/с;
Принимаем рабочее давление на входе в первый эжектор равным:
Pp1=8,0 МПа
Тогда соотношение 
А коэффициент эжекции для первой ступени составит:
U1=7lg3,0625-0,6=2,8
Количество газа эжектируемого первой ступенью при атмосферном давление составит:
Давление сжатого газа ДВС на первой ступени составит:
Рсг=Pp1•K1=8•0,25=2 МПа
Определим площадь сечения и диаметр отверстия coпла для первой ступени эжектирования из выражения:
где Qж1 - расход жидкости через насадки;
μ=0,83 - коэффициент расхода насадки;
fc1 - площадь сечения отверстия насадки;
Pp1 - рабочее давление на входе в эжектор.The working pressure at the inlet to the ejector of the first stage of ejection based on the technical capabilities of the mud pump type U8-4 should be
P p1 = (7.0-9.0) MPa, while the fluid flow rate is
Q w = 50 l / s;
We take the working pressure at the inlet to the first ejector equal to:
P p1 = 8.0 MPa
Then the ratio
And the ejection coefficient for the first stage will be:
U 1 = 7lg 3.0625-0.6 = 2.8
The amount of gas ejected by the first stage at atmospheric pressure will be:
The pressure of the compressed gas of the internal combustion engine in the first stage will be:
P cg = P p1 • K 1 = 8 • 0.25 = 2 MPa
Determine the cross-sectional area and diameter of the nozzle hole for the first stage of ejection from the expression:
where Q W1 - flow rate through the nozzle;
μ = 0.83 - nozzle flow rate;
f c1 is the cross-sectional area of the nozzle hole;
P p1 - working pressure at the inlet to the ejector.
Диаметр отверстия насадки первой ступени эжектирования составит (схема эжектора см. фиг.2):
dc1=2,47 см≈dc1≈25 мм
Расчет второй ступени эжектирования ведется на достижение требуемого напора жид костно-газовой смеси, закачиваемой в скважину, исходя из технических возможностей бурового и промыслового насосною оборудования.
The diameter of the nozzle hole of the first stage of ejection will be (ejector scheme, see figure 2):
d c1 = 2.47 cm ≈ d c1 ≈25 mm
The calculation of the second stage of ejection is carried out to achieve the required pressure of the liquid-gas mixture pumped into the well, based on the technical capabilities of the drilling and field pumping equipment.
Величина максимально возможного напора Рс2 второго эжектора определяется отношением fкс2:fc2, при этом учитываем, что чем больше отношение fкс2:fc2, тем выше коэффициент эжекции U2 и тем меньше напор Рс2 и, наоборот, (при неизменной величине давления газа после сепаратора Рн).The maximum possible pressure P c2 of the second ejector is determined by the ratio f cc2 : f c2 , while taking into account that the larger the ratio f cc2 : f c2 , the higher the ejection coefficient U 2 and the lower the pressure P c2 and, conversely, (at a constant value gas pressure after the separator P n ).
Для обеспечения большего давления газожидкостной смеси второго эжектора при сохранении устойчивой его работы необходимо условие:
тогда при К2=0,45 отношение
Определим предварительный коэффициент эжекции второго эжектора
Расход пенообразующей жидкости Qж2 через второй эжектор составит:
где Рн - давление газа после сепаратора
Зная расход жидкости через второй эжектор, определим площадь и диаметр насадки второго эжектора из выражения
где Qж2 - расход жидкости через второй эжектор;
fс2 - площадь сечения насадки второго эжектора;
Рр2 - рабочее давление на входе во второй эжектор.To ensure greater pressure of the gas-liquid mixture of the second ejector while maintaining its stable operation, the condition is necessary:
then at K 2 = 0.45 the ratio
Determine the preliminary coefficient of ejection of the second ejector
The flow rate of the foaming liquid Q W2 through the second ejector will be:
where P n - gas pressure after the separator
Knowing the flow rate of the liquid through the second ejector, we determine the area and diameter of the nozzle of the second ejector from the expression
where Q W2 - flow rate through the second ejector;
f c2 - sectional area of the nozzle of the second ejector;
P p2 is the working pressure at the inlet to the second ejector.
Рр2 определяется техническими возможностями бурового и промыслового насосного оборудования.R p2 is determined by the technical capabilities of drilling and field pumping equipment.
Цементировочный агрегат с насосом 11Т при расходе Qж2, равном 6,5 л, обеспечит рабочее давление Рр2 до 400 кг/см2.Cementing unit with a pump 11T at a flow rate of Q W2 equal to 6.5 l, will provide a working pressure P P2 up to 400 kg / cm 2 .
диаметр насадки dc2 = 5,9 мм ≈ 6 мм.
nozzle diameter dc 2 = 5.9 mm ≈ 6 mm.
Достигаемая степень аэрации α2 второго эжектора составит:
Для обеспечения заданной степени аэрации пены α достаточно отрегулировать расход жидкости через второй эжектор, изменяя диаметр сопла насадки.The achieved degree of aeration α 2 of the second ejector will be:
To ensure a given degree of foam aeration α, it is sufficient to adjust the flow rate through the second ejector by changing the nozzle diameter of the nozzle.
Давление нагнетания пены в скважину определяем по формуле:
Рс2 = К2•Рр2
В нашем случае Рс2 составит
Рс2=0,45•400=180 кг/см2
Учитывая, что компримирование азота выхлопных газов ДВС производится от дизель-моторов, применяемых в бурении или капитальном ремонте скважин, проведен расчет объема выхлопных газов от двигателя типа В-2.The pressure of foam injection into the well is determined by the formula:
P c2 = K 2 • P p2
In our case, P c2 will be
P s2 = 0.45 • 400 = 180 kg / cm 2
Given that the compression of the internal combustion engine exhaust nitrogen is carried out from diesel engines used in drilling or workover, the calculation of the volume of exhaust gases from a V-2 engine has been performed.
Минутный выброс выхлопных газов составит
Vмин=k•n•g•R,
где k - коэффициент использования дизель-мотора, принимаем 1;
n - количество работающих двигателей;
g - рабочий объем двигателя;
R - частота вращения колен-вала, R=1500 об/мин.Minute exhaust emissions will be
V min = k • n • g • R,
where k is the coefficient of use of the diesel motor, we take 1;
n is the number of running engines;
g - engine displacement;
R is the crankshaft rotation frequency, R = 1500 rpm
Vмин= 1•1•0,0382•1500=57,3 м3/мин.V min = 1 • 1 • 0.0382 • 1500 = 57.3 m 3 / min.
Т.е. объем газа от одного двигателя достаточен для комиримирования эжектором первой ступени и дополнительной подаче горячего газа на эжектор 10 для разрушения пены. Those. the volume of gas from one engine is sufficient for co-ordination by the ejector of the first stage and additional supply of hot gas to the ejector 10 to destroy the foam.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120493/03A RU2215136C2 (en) | 2001-07-23 | 2001-07-23 | Method of well completion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120493/03A RU2215136C2 (en) | 2001-07-23 | 2001-07-23 | Method of well completion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001120493A RU2001120493A (en) | 2003-06-20 |
| RU2215136C2 true RU2215136C2 (en) | 2003-10-27 |
Family
ID=31988278
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001120493/03A RU2215136C2 (en) | 2001-07-23 | 2001-07-23 | Method of well completion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2215136C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
-
2001
- 2001-07-23 RU RU2001120493/03A patent/RU2215136C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Геология, бурение и разработка газовых месторождений и ПХГ. Сборник научных трудов. Вып. № 32, ОАО "СевКавНИПИгаз". - Ставрополь, 2000, с. 100-110. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455477C1 (en) * | 2011-02-07 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| Drozdov et al. | Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells | |
| RU2303161C1 (en) | Underwater pumping station for transfer of multicomponent gas-containing mixture | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| CN104481472B (en) | A kind of CO2 drive output qi leel from re-injection integral method | |
| RU2215136C2 (en) | Method of well completion | |
| Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
| RU2274731C2 (en) | Oil production method and facility | |
| RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| RU2239122C2 (en) | Pump station for pumping multi-component gas containing mixture | |
| RU2109930C1 (en) | Method for development of gas deposits in continental shelf | |
| RU2490438C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2013526C1 (en) | Method for temporary isolation of a gas-bearing stratum | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2212524C2 (en) | Method of oil recovery from wells | |
| RU2268985C2 (en) | Plant for well drilling and well face cleaning with foam | |
| RU2085706C1 (en) | Method and device for clearing wells from paraffin-resin deposits | |
| RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| US3372747A (en) | Reservoir pressure maintenance process | |
| RU2199653C1 (en) | Process of development of oil deposit | |
| US11738303B2 (en) | Fuel gas conditioning system and method | |
| RU2121567C1 (en) | Method of completion of well with formation fluid level below tubing shoe under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2753721C1 (en) | Method for removing liquid from wells and bhz by hydropneumatic swabbing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060724 |