RU2237153C1 - Device for removing liquid from gas well - Google Patents
Device for removing liquid from gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2237153C1 RU2237153C1 RU2003107435/03A RU2003107435A RU2237153C1 RU 2237153 C1 RU2237153 C1 RU 2237153C1 RU 2003107435/03 A RU2003107435/03 A RU 2003107435/03A RU 2003107435 A RU2003107435 A RU 2003107435A RU 2237153 C1 RU2237153 C1 RU 2237153C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipes
- pipe
- column
- lifting
- gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам для удаления жидкости и может быть использовано в газонефтедобывающей промышленности при эксплуатации обводняющихся скважин. Наибольшее применение найдет на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (АНПД), имеющих большую мощность залежей, и при эксплуатации многопластовых залежей с различным пластовым давлением.The invention relates to a device for removing liquid and can be used in the gas and oil industry during the operation of waterlogged wells. It will find the greatest application in fields with anomalously low reservoir pressure (ANPD), which have high reservoir power, and in the exploitation of multilayer reservoirs with different reservoir pressures.
Одной из основных задач разработки газовых и газоконденсатных месторождений является выбор такого режима эксплуатации скважин, при котором обеспечивается бесперебойная их работа в течение если не всего, то длительного периода разработки залежи с максимальным извлечением запасов газа и газоконденсата при минимальных затратах.One of the main tasks in the development of gas and gas condensate fields is the selection of such a mode of operation of the wells that ensures their uninterrupted operation during, if not all, then the long period of development of the deposit with the maximum extraction of gas and gas condensate reserves at the lowest cost.
Одним из важных факторов, влияющих на технологический режим и производительность газовых и газоконденсатных скважин, является правильный выбор диаметра всей колонны подъемных труб, ее конструкции и места установки башмака на забое.One of the important factors affecting the technological regime and productivity of gas and gas condensate wells is the correct choice of the diameter of the entire column of lifting pipes, its design and the location of the shoe on the bottom.
В практике эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в зависимости от решаемых технологических задач существует множество вариантов установки башмака НКТ в эксплуатационной колонне. На деле чаще всего встречаются в основном три варианта спуска колонны фонтанных труб:In the practice of operating oil and gas fields, depending on the technological tasks to be solved, there are many options for installing the tubing shoe in the production casing. In fact, most often there are mainly three options for lowering a column of fountain pipes:
- башмак фонтанных труб находится на уровне кровли продуктивного пласта, а иногда и выше;- the shoe of the fountain pipes is located at the level of the roof of the reservoir, and sometimes higher;
- фонтанные трубы спущены до середины интервала перфорации;- fountain pipes run down to the middle of the perforation interval;
- башмак фонтанных труб находится в непосредственной близости от нижнего отверстия интервала перфорации.- the shoe of the fountain pipes is in close proximity to the lower hole of the perforation interval.
Наиболее рациональным и эффективным является третий вариант, обеспечивающий длительное время вынос жидкости из забоя скважины при существующих рабочих дебитах и предотвращающий преждевременное обводнение нижней части пласта конденсационными и языковыми водами и образование песчаных пробок.The most rational and effective is the third option, which provides a long time for the removal of fluid from the bottom of the well with existing production rates and prevents premature flooding of the lower part of the reservoir with condensation and tongue waters and the formation of sand plugs.
Однако по мере выработки месторождения, снижения пластового давления и соответственно дебитов газа актуальной проблемой становится конструкция низа подъемных труб, которая, с одной стороны, должна поддерживать проектную добычу газа и, с другой стороны, обеспечить вынос жидкости с забоя скважины, предотвратить обводнение нижних пропластков и разрушение коллектора.However, as the field develops, the reservoir pressure decreases and, accordingly, gas production rates, the construction of the bottom of the riser pipes becomes an urgent problem, which, on the one hand, should support the projected gas production and, on the other hand, ensure the removal of fluid from the bottom of the well, prevent flooding of the lower layers and collector failure.
Известно устройство для удаления жидкости (А.с. №1002531, опубл. 07.03.83 г.) из газовых скважин, содержащее перфорационную обсадную эксплуатационную колонну, подъемную колонну и диспергаторы, установленные последовательно по ее длине и выполненные в виде замкнутых объемов, образованных конусными манжетами и установленными между эксплуатационной и подъемной колоннами, а в подъемной колонне выполнены отверстия, суммарная площадь которых меньше суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. При этом конусные манжеты выполнены из упругого материала, а диспергаторы установлены в интервале продуктивного пласта.A device for removing liquid (A.S. No. 1002531, publ. 07.03.83) from gas wells, containing a perforating casing production string, a lifting column and dispersants installed sequentially along its length and made in the form of closed volumes formed by conical cuffs and installed between the production and lifting columns, and holes are made in the lifting column, the total area of which is less than the total area of the perforation holes of the production string. In this case, the conical cuffs are made of elastic material, and dispersants are installed in the interval of the reservoir.
Недостатками этого устройства являются:The disadvantages of this device are:
- затруднения при освоении пласта, а при большой мощности и низких значениях пластового давления (АНПД) невозможность освоения;- difficulties in the development of the reservoir, and with high power and low values of reservoir pressure (AAP) the impossibility of development;
- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока в подъемных (лифтовых) трубах в различных интервалах перфорированной части пласта;- the inability to control the speed of the ascending gas-liquid flow in the lifting (elevator) pipes in various intervals of the perforated part of the reservoir;
- невозможность постоянной дозированной подачи ПАВ; это приводит к их неоправданному перерасходу, так как основная его масса выносится сразу после пуска скважины.- the impossibility of a constant dosage surfactant; this leads to their unjustified cost overruns, since its bulk is carried out immediately after the start of the well.
Остановка скважины для прокачки ПАВ и выдержки его на забое приводит к сокращению добычи газа и газоконденсата.Stopping a well for pumping surfactants and keeping them at the bottom leads to a reduction in gas and gas condensate production.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по техническому решению является устройство для удаления жидкости из газовой скважины (А.с. №1550101, опубл. 15.03.90 г.), содержащее концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных труб и установленные последовательно между собой колоннами эксплуатационных и подъемных труб диспергаторы в виде замкнутых объемов, боковая поверхность которых имеет форму конусообразной манжеты, каждая из которых имеет перфорационную зону. Перфорационная зона размещена на одной из половин каждой конусообразной манжеты, причем перфорационная зона каждой из последующих конусообразных манжет расположена со смещением относительно одна другой, а смещение перфорационной зоны каждой из последующих конусообразных манжет выполнено по спиральной образующей к оси колонны подъемных труб, при этом перфорационная зона каждой из конусообразных манжет размещена в средней части ее.Closest to the proposed invention according to the technical solution is a device for removing fluid from a gas well (AS No. 1550101, publ. March 15, 1990), containing concentrically arranged perforated along the length of the column of production and lifting pipes and installed in series between the columns operating and lifting pipes dispersants in the form of closed volumes, the lateral surface of which has the shape of a conical cuff, each of which has a perforation zone. The perforation zone is located on one of the halves of each cone-shaped cuff, the perforation zone of each of the subsequent cone-shaped cuffs being offset relative to one another, and the displacement of the perforation zone of each of the subsequent cone-shaped cuffs is made along a spiral forming to the axis of the column of the lifting pipes, with of cone-shaped cuffs is placed in the middle part of it.
К недостаткам этого устройства относятся:The disadvantages of this device include:
- отсутствие возможности регулирования скорости восходящего газожидкостного потока как в интервале продуктивных пропластков, так и выше до устья скважины; это обусловлено тем, что диаметр подъемных (лифтовых) труб НКТ и полезная рабочая площадь сечения в кольцевом пространстве остаются неизмененными в интервале залегания многопластовой залежи.- the lack of the ability to control the speed of the ascending gas-liquid flow both in the interval of productive layers, and higher to the wellhead; this is due to the fact that the diameter of the tubing lift (elevator) pipes and the useful working cross-sectional area in the annular space remain unchanged in the interval of occurrence of a multilayer reservoir.
При дебитах газа, не обеспечивающих вынос жидкости, это приведет к скоплению жидкости в зумпфе и нижней части нижнего пропласта с последующим его обводнением и разрушением песчанистого каркаса, то есть к образованию песчаной пробки и прихвату хвостовика подвески, иначе говоря к аварийной ситуации, на ликвидацию которой потребуются значительные затраты средств и времени, не считая убытков от простоя скважины;With gas flow rates that do not provide liquid outflow, this will lead to accumulation of liquid in the sump and the lower part of the lower interlayer with its subsequent flooding and destruction of the sandy frame, i.e. to the formation of a sand plug and sticking of the suspension shank, in other words, to an emergency situation, to eliminate which significant costs and time will be required, not counting the losses from well downtime;
- наличие свободной газодинамической связи (сообщения) между пропластками по кольцевому пространству через перфорационные отверстия в конусообразных манжетах; это не позволит создать необходимый расход и соответственно необходимую скорость газожидкостного потока на башмаке колонны подъемных (лифтовых) труб, что также приведет к скоплению жидкости (воды и конденсата) и песка в нижнем пропласте и прихвату низа колонны НКТ.- the presence of a free gas-dynamic connection (communication) between the interlayers in the annular space through the perforations in the cone-shaped cuffs; this will not allow to create the necessary flow rate and, accordingly, the necessary gas-liquid flow rate on the shoe of the column of lifting (elevator) pipes, which will also lead to the accumulation of liquid (water and condensate) and sand in the lower layer and sticking to the bottom of the tubing string.
Помимо этого, наличие свободной газодинамической связи делает невозможным совместную эксплуатацию нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением, влагосодержанием и тем более удаленных друг от друга на некоторое расстояние (до 50-150 м и более) по вертикали;In addition, the presence of a free gas-dynamic connection makes it impossible to jointly operate several layers or interlayers with different reservoir pressures, moisture content, and even more so at a certain distance (up to 50-150 m or more) vertically;
- затруднения при освоении многопластовой залежи, а при большой мощности и низких значениях пластового давления (АНПД) невозможность освоения; это обусловлено тем, что конструкция устройства позволяет осуществлять циркуляцию технической жидкости и жидкости (реагента) освоения по подъемных (лифтовым) трубам и кольцевому пространству только до отверстий напротив верхнего пропластка, оставляя остальные нижние пропластки под давлением жидкости глушения;- difficulties in the development of a multilayer reservoir, and with high power and low values of reservoir pressure (ANP), the inability to develop; this is due to the fact that the design of the device allows the circulation of technical fluid and development fluid (reagent) through the lifting (elevator) pipes and the annular space only to the holes opposite the upper interlayer, leaving the remaining lower interlayers under the pressure of the damping fluid;
- невозможность постоянной дозированной подачи поверхностно-активных веществ (ПАВ); это приводит к неоправданному перерасходу ПАВ, так как основная их масса выносится на поверхность сразу после пуска скважины.- the impossibility of a constant dosed supply of surface-active substances (surfactants); this leads to an unjustified surplus of surfactants, since their bulk is carried to the surface immediately after the start of the well.
Остановка скважины для прокачки ПАВ и выдержки их на забое приводит к сокращению добычи газа, газоконденсата и нарушает технологический режим эксплуатации промысла.Stopping a well for pumping surfactants and holding them at the bottom leads to a reduction in gas production, gas condensate and violates the technological mode of operation of the field.
Технический результатом предлагаемого изобретения является расширение технических возможностей устройства за счет отработки одновременно нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением или пласта большой мощности при постоянной дозированной подаче поверхностно активных веществ.The technical result of the invention is the expansion of the technical capabilities of the device due to the development of several formations or interlayers with different reservoir pressures or formations of high power simultaneously with a constant dosed supply of surfactants.
Технический результат достигается тем, что в устройстве, содержащем концентрично расположенные перфорированные по длине колонны эксплуатационных и подъемных (лифтовых) труб и диспергаторы, колонна подъемных (лифтовых) труб выполнена телескопической, состоящей из верхней, средней и нижней лифтовых труб, при этом нижняя лифтовая труба входит в среднюю, а средняя - в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м, в верхней части верхней лифтовой трубы находится перепускная муфта, при помощи которой устройство жестко крепится к колонне насосно-компрессорных труб. Внутри колонны подъемных (лифтовых) труб расположена внутренняя труба, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы. В нижних частях перепускной муфты, верхней и средней лифтовых труб имеются разделительные элементы, а нижняя лифтовая труба заканчивается диспергатором, расположенном на ее башмаке, суммарная площадь перфорационных отверстий средней и нижней лифтовых труб равна суммарной площади перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Выше перфорационных отверстий верхней и средней лифтовых труб расположены центраторы.The technical result is achieved by the fact that in a device containing concentrically arranged perforated along the length of the column of production and lifting (lift) pipes and dispersers, the column of lifting (lift) pipes is made telescopic, consisting of upper, middle and lower lift pipes, while the lower lift pipe enters the middle and middle - into the upper elevator pipe for 1-2 m, in the upper part of the upper elevator pipe there is a bypass coupling, with which the device is rigidly attached to the tubing string x pipes. Inside the column of lifting (elevator) pipes there is an inner pipe protruding beyond the shoe of the lower elevator pipe. There are separation elements in the lower parts of the overflow coupling, the upper and middle lift pipes, and the lower lift pipe ends with a disperser located on its shoe, the total area of the perforation holes of the middle and lower lift pipes is equal to the total area of the perforation holes of the production casing. Centralizers are located above the perforations of the upper and middle lift pipes.
На чертеже схематично изображено устройство для удаления жидкости из газовой скважины.The drawing schematically shows a device for removing fluid from a gas well.
Устройство содержит эксплуатационную колонну труб 1, внутри которой расположена телескопическая колонна подъемных лифтовых труб, состоящая из верхней лифтовой трубы 2, средней лифтовой трубы 3 и нижней лифтовой трубы 4, при этом нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя лифтовая труба 3 входит в верхнюю лифтовую трубу 2 на 1-2 м. В верхней части лифтовой трубы 2 находится перепускная муфта 5, при помощи которой устройство жестко крепится к колонне насосно-компрессорных труб. Внутри колонны подъемных лифтовых труб расположена внутренняя труба 6, выступающая за башмак нижней лифтовой трубы 4. В нижних частях перепускной муфты 5, верхней лифтовой трубы 2 и средней лифтовой трубы 3 имеются разделительные элементы 7, устанавливаемые напротив непроницаемых перемычек или против коллекторов с ухудшенной проницаемостью 8, а нижняя лифтовая труба 4 заканчивается диспергатором 9, расположенным на ее башмаке. Эксплуатационная колонна 1 имеет перфорационные отверстия 10, расположенные напротив проницаемых пропластков 11, а в нижних частях верхней лифтовой трубы 2 и средней лифтовой трубы 3 имеются перфорационные отверстия 12, выше которых расположены центраторы 13, при этом суммарная площадь перфорационных отверстий 12, расположенных в верхней 2 и средней 3 лифтовых трубах, равна суммарной площади перфорационных отверстий 10 в эксплуатационной колонне 1. Зумпф скважины ограничен цементным мостом 14.The device comprises an operating string of pipes 1, inside of which there is a telescopic string of lifting elevator pipes, consisting of an upper elevator pipe 2, a middle elevator pipe 3 and a lower elevator pipe 4, while the lower elevator pipe 4 is included in the middle elevator pipe 3, and the middle elevator pipe 3 enters the upper elevator pipe 2 by 1-2 m. In the upper part of the elevator pipe 2 there is an overflow clutch 5, by means of which the device is rigidly attached to the tubing string. Inside the column of lifting elevator pipes, an inner pipe 6 is located that protrudes beyond the shoe of the lower elevator pipe 4. In the lower parts of the overflow clutch 5, the upper elevator pipe 2 and the middle elevator pipe 3, there are dividing elements 7 mounted opposite to impermeable bridges or against collectors with impaired permeability 8 and the lower elevator pipe 4 ends with a dispersant 9 located on its shoe. The production casing 1 has perforations 10 located opposite the permeable layers 11, and in the lower parts of the upper lift pipe 2 and the middle lift pipe 3 there are perforations 12, above which centralizers 13 are located, with the total area of the perforations 12 located in the upper 2 and the average 3 elevator pipes, equal to the total area of the perforations 10 in the production casing 1. The sump of the well is limited by a cement bridge 14.
Наличие перепускной муфты 5 обеспечивает свободные сообщения между колонной лифтовых труб и межтрубным пространством. Внутренняя труба 6 обеспечивает качественное освоение скважины с продувкой забоя ниже нижних отверстий 10, расположенных против нижнего пропластка 11, и служит для дозированной подачи с устья поверхностно-активного вещества (ПАВ) и ингибитора гидратообразования (например, метанола). Разделительные элементы 7 служат для изоляции друг от друга продуктивных пропластков, имеющих, как правило, различное по вертикальной мощности залежи как количественное (от сухого газа до большого водного фактора до 100 см3/м3 и более), так и качественное влагосодержание, например, газоконденсат, конденсационная вода, пластовая вода и др., и имеющих различные величины пластового давления и дебита газа.The presence of the overflow clutch 5 provides free communication between the column of elevator pipes and the annulus. The inner pipe 6 provides high-quality development of the well with a bottom hole blowing below the lower holes 10, located against the lower interlayer 11, and serves for the dosed supply from the mouth of a surface-active substance (surfactant) and a hydrate formation inhibitor (e.g. methanol). Separating elements 7 serve to isolate productive layers from each other, which, as a rule, have different vertical deposits with quantitative (from dry gas to large water factor up to 100 cm 3 / m 3 or more) and high-quality moisture content, for example, gas condensate, condensation water, produced water, etc., and having different values of reservoir pressure and gas flow rate.
В зависимости от разницы в пластовом давлении между пропластками в качестве разделительных элементов могут быть использованы известные устройства - съемные пакеры, набухающие элементы, эластичные манжеты и др. Разделительные элементы 7 устанавливаются напротив непроницаемых перемычек (пропластков), имеющихся в разрезе залежи (например, глин, аргиллитов, ангидритов или против коллекторов с ухудшенной проницаемостью, всегда присутствующих в разрезе, например заглинизированных песчанников или мергелей). Для избежания неоправданных газодинамических потерь, имеющих место при использовании известных технических решений, суммарная площадь перфорационных отверстий 12 в верхней 2 и средней 3 лифтовых трубах выполняется равной суммарной площади перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне.Depending on the difference in reservoir pressure between the interlayers, known devices can be used as separation elements - removable packers, swelling elements, elastic cuffs, etc. Separation elements 7 are installed opposite impermeable bridges (layers) that are present in the section of the reservoir (for example, clay, mudstones, anhydrites or against reservoirs with impaired permeability, always present in the section, for example, clayed sandstones or marls). To avoid unjustified gas-dynamic losses that occur when using known technical solutions, the total area of perforations 12 in the upper 2 and middle 3 elevator pipes is equal to the total area of perforations in the production casing.
Колонна подъемных лифтовых труб выполнена телескопической, где нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя лифтовая труба 3 входит в верхнюю лифтовую трубу 2, образуя таким образом простейшее инжекторное и эжекторное устройство. Центраторы 13 помимо центровки концов лифтовых труб 3 и 4 (в данном случае струи сопла) играют еще роль диспергаторов, что резко повышает процесс перемешивания сред и потоков, образуя стабильную равномерную пенную систему, способствующую выносу из скважины на поверхность жидкой фазы (конденсат, вода) и твердых мехпримесей (песок и пр.). Установка диспергатора 9 на нижней лифтовой трубе 4 служит для образования стабильной пенной системы уже на первом этаже подъема. Башмак лифтовой трубы 4 опускают ниже нижних перфорационных отверстий 10 эксплуатационной колонны 1, так как в данном случае конструкция низа телескопической колонны лифтовых труб позволяет избежать попадание жидкости (конденсата, воды) в нижнюю часть нижнего продуктивного пропластка и предотвратить его преждевременное обводнение и разрушение каркаса коллектора. А это позволит избежать (или, по крайне мере, отдалить на длительное время) образование, например, песчаных пробок.The column of elevator lift pipes is made telescopic, where the lower elevator pipe 4 enters the middle elevator pipe 3, and the middle elevator pipe 3 enters the upper elevator pipe 2, thus forming the simplest injector and ejector device. Centralizers 13 in addition to centering the ends of the lift pipes 3 and 4 (in this case, nozzle jets) also play the role of dispersants, which dramatically increases the process of mixing media and flows, forming a stable uniform foam system that promotes the removal of the liquid phase from the well to the surface (condensate, water) and solid solids (sand, etc.). The installation of dispersant 9 on the lower elevator pipe 4 serves to form a stable foam system already on the first floor of the lift. The shoe of the elevator pipe 4 is lowered below the lower perforation holes 10 of the production string 1, since in this case, the design of the bottom of the telescopic string of the elevator pipes avoids the ingress of liquid (condensate, water) into the lower part of the lower productive layer and prevents its premature flooding and destruction of the collector frame. And this will allow avoiding (or at least delaying for a long time) the formation of, for example, sand jams.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
В продуктивном разрезе скважины по результатам промысловых геофизических исследований выделяются продуктивные проницаемые пропластки (пластки) и полу- или непроницаемые для газа, нефти, воды прослои-перемычки. Методом дебитометрии скважин или другими существующими способами определяют текущий дебит газа, газоконденсата и жидкостный фактор каждого дающего продукцию пропластка. Затем на устье уже по известным размерам собирают колонну телескопических лифтовых труб с таким расчетом, чтобы разделительные элементы 7 располагались напротив непроницаемых перемычек 8. Полезную площадь движения газожидкостного потока колонны телескопических лифтовых труб определяют для каждой лифтовой трубы верхней 2, средней 3 и нижней 4 по известным расчетным формулам из условия создания в них скорости потока, обеспечивающего вынос жидкости (не менее 4,0 м/сек) или песчано-жидкостной смеси (не менее 5-10 м/сек). Затем колонну лифтовых труб спускают в скважину и устанавливают в заданных интервалах. При необходимости производят запакеровку разделительных элементов 7 и осваивают скважину известными способами с последующей продувкой забоя инертным газом или природным газом от скважины-соседки ниже нижних отверстий 10, расположенных напротив нижнего пропластка. После отработки скважины на факел до полной очистки скважины от жидкости глушения (бурового раствора) в нее начинают дозированную подачу ПАВ с ингибитором гидратообразования (например, с метанолом) и переключают для работы в промысловый коллектор. Удельную подачу ПАВ предварительно подбирают по результатам лабораторных экспериментов, зависящих от их вспенивающей способности и расчетного количества жидкости (конденсата и воды), поступающего из пластов. Более точно, потребное количество ПАВ определяется уже при эксплуатации скважины, при выходе ее на стабильный режим работы, который контролируется давлением на устье, температурой потока и ее дебитом.In the productive section of the well, according to the results of field geophysical studies, productive permeable layers (seams) and semi-or impermeable interlayers for gas, oil, and water are distinguished. By the method of well debitometry or other existing methods, the current flow rate of gas, gas condensate and the liquid factor of each product producing layer are determined. Then, a column of telescopic lift pipes is assembled at a wellhead of known size so that the separation elements 7 are located opposite the impermeable bridges 8. The useful area of gas-liquid flow of the column of telescopic lift pipes is determined for each lift pipe of upper 2, middle 3 and lower 4 according to known calculation formulas from the condition that they create a flow rate that ensures the removal of liquid (at least 4.0 m / s) or sand-liquid mixture (at least 5-10 m / s). Then the column of elevator pipes is lowered into the well and installed at predetermined intervals. If necessary, seal the separation elements 7 and develop the well by known methods, followed by blowing the bottom with an inert gas or natural gas from a neighboring well below the lower holes 10 located opposite the lower layer. After a well has been drilled to a flare until the well is completely cleaned of mud fluid (drilling fluid), a metered surfactant supply with a hydrate inhibitor (for example, methanol) is started in it and switched to the production reservoir for operation. The specific supply of surfactants is preselected according to the results of laboratory experiments, depending on their foaming ability and the estimated amount of fluid (condensate and water) coming from the reservoirs. More precisely, the required amount of surfactant is determined already during the operation of the well, when it reaches a stable mode of operation, which is controlled by the pressure at the wellhead, the flow temperature and its flow rate.
Колонна телескопических лифтовых труб 2, 3, 4 собирается таким образом, что нижняя лифтовая труба 4 входит в среднюю лифтовую трубу 3, а средняя - в верхнюю лифтовую трубу на 1-2 м. При расстоянии менее 1 м не удается создать суммарную площадь перфорационных отверстий 12 в лифтовых трубах, равную суммарной площади перфорационных отверстий 10 в эксплуатационной колонне 1, что приведет к дополнительным потерям давления газожидкостного потока и необходимости установить дополнительные центраторы и, таким образом, получить процесс эжектирования и инжектирования.The column of telescopic lift pipes 2, 3, 4 is assembled in such a way that the lower lift pipe 4 enters the middle lift pipe 3 and the middle one into the upper lift pipe for 1-2 m. At a distance of less than 1 m, it is not possible to create the total area of perforations 12 in the elevator pipes, equal to the total area of the perforations 10 in the production casing 1, which will lead to additional pressure losses of the gas-liquid flow and the need to install additional centralizers and, thus, to obtain an ejection process and ektirovaniya.
Увеличение расстояния более 2 м нецелесообразно, так как это также приведет к увеличению потерь давления напора газожидкостного потока (или газа) и потребует установки дополнительных центраторов.An increase in the distance of more than 2 m is impractical, since this will also lead to an increase in the pressure loss of the gas-liquid flow (or gas) pressure and will require the installation of additional centralizers.
Расположение лифтовых труб труба в трубе образует простейшее эжекторное-инжекторное устройство двойного действия, способствующее более эффективному диспергированию газожидкостного потока, поступающего из различных пропластков, и более эффективному использованию кинетической энергии природного газа для выноса жидкости из скважины, особенно при наличии разницы в пластовом давлении в пластах. Это обусловлено тем, что газ из пласта с большим давлением, проходя через узел эжектора, будет увлекать и дожимать газожидкостной поток из пласта с пониженным давлением. Вследствие этого такое устройство позволит более рационально использовать пластовую энергию и равномерно отработать все пропластки, что позволит увеличить коэффициент газоотдачи залежи.The location of the lift pipes pipe in the pipe forms the simplest double-acting ejector-injector device, which contributes to a more efficient dispersion of the gas-liquid flow coming from different layers and more efficient use of the kinetic energy of natural gas to carry the fluid out of the well, especially if there is a difference in reservoir pressure in the layers . This is due to the fact that gas from the reservoir with high pressure, passing through the ejector assembly, will entrain and compress the gas-liquid flow from the reservoir with reduced pressure. As a result of this, such a device will allow more rational use of reservoir energy and evenly work out all the layers, which will increase the gas recovery coefficient of the deposit.
Использование предлагаемого устройства дает следующие преимущества:Using the proposed device provides the following advantages:
- дает возможность качественного освоения многопластовой залежи даже при большой мощности пласта и наличия АНПД;- enables the high-quality development of a multilayer reservoir even with a large reservoir thickness and the presence of AIP;
- обеспечить вынос жидкости (конденсата, воды) из любого пропластка путем регулирования скорости газового потока в его лифтовой секции;- to ensure the removal of liquid (condensate, water) from any layer by controlling the speed of the gas stream in its elevator section;
- позволяет обеспечить стабильную безаварийную работу скважины при совместной эксплуатации нескольких пластов или пропластков с различным пластовым давлением, влагосодержанием и удаленных друг от друга на приличное расстояние по вертикали;- allows you to ensure stable trouble-free operation of the well during the joint operation of several layers or interlayers with different reservoir pressure, moisture content and removed from each other at a decent vertical distance;
- позволяет вести постоянную дозировочную подачу ПАВ без остановки скважины, что сокращает их расход и предотвращает вынужденное сокращение добычи газа и газоконденсата, неизбежное при использовании прототипа.- allows you to conduct a constant dosing supply of surfactants without stopping the well, which reduces their consumption and prevents the forced reduction of gas and gas condensate production, inevitable when using the prototype.
Экономический эффект от использования предлагаемого устройства на одной скважине составит от 350 до 650 тыс. рублей в год.The economic effect of using the proposed device in one well will be from 350 to 650 thousand rubles per year.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003107435/03A RU2237153C1 (en) | 2003-03-19 | 2003-03-19 | Device for removing liquid from gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003107435/03A RU2237153C1 (en) | 2003-03-19 | 2003-03-19 | Device for removing liquid from gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2237153C1 true RU2237153C1 (en) | 2004-09-27 |
Family
ID=33433640
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003107435/03A RU2237153C1 (en) | 2003-03-19 | 2003-03-19 | Device for removing liquid from gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2237153C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2547864C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for removal of killing liquid from gas well at formation pressure below hydrostatic pressure |
| RU2651740C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Gas well operating method |
| RU2819884C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation |
-
2003
- 2003-03-19 RU RU2003107435/03A patent/RU2237153C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2547864C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for removal of killing liquid from gas well at formation pressure below hydrostatic pressure |
| RU2651740C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Gas well operating method |
| RU2819884C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3028914A (en) | Producing multiple fractures in a cased well | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2386017C1 (en) | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation | |
| US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
| RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
| RU2007109378A (en) | WELL DEVICE AND METHOD FOR DEVELOPING A MULTIPLAYER OIL DEPOSIT | |
| CA3053671A1 (en) | Releasable tool for effecting coupling within a wellbore | |
| RU2237153C1 (en) | Device for removing liquid from gas well | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
| RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
| RU2547860C1 (en) | Method of development of oil deposits | |
| RU2290500C1 (en) | Method for inter-well transit of liquid | |
| RU2480575C1 (en) | Method of propping of roof of bottomhole formation zone | |
| RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| US20180363429A1 (en) | Plunger lift assembly | |
| RU2592931C1 (en) | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment | |
| CA2847341A1 (en) | Artificial lift system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190320 |