RU2438008C1 - Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation - Google Patents

Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2438008C1
RU2438008C1 RU2010137047/03A RU2010137047A RU2438008C1 RU 2438008 C1 RU2438008 C1 RU 2438008C1 RU 2010137047/03 A RU2010137047/03 A RU 2010137047/03A RU 2010137047 A RU2010137047 A RU 2010137047A RU 2438008 C1 RU2438008 C1 RU 2438008C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
pressure
lifting
gas
mixture
Prior art date
Application number
RU2010137047/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Велиюлла Гамдуллаевич Темиров (RU)
Велиюлла Гамдуллаевич Темиров
Рамидин Акбербубаевич Саркаров (RU)
Рамидин Акбербубаевич Саркаров
Вячеслав Васильевич Селезнев (RU)
Вячеслав Васильевич Селезнев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Газпром" filed Critical Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority to RU2010137047/03A priority Critical patent/RU2438008C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2438008C1 publication Critical patent/RU2438008C1/en

Links

Abstract

FIELD: gas and oil production.
SUBSTANCE: procedure consists in lowering production string equipped with devices for fluid lifting. Also, energy of flow of full fluid yield from a high pressure reservoir is used both for its proper lifting along the production string and for lifting fluid of low pressure reservoir through the production string at a higher level by means of a jet unit. A gas-lift procedure is added to flowing well procedure for lifting mixture of fluid to facilitate fluid mixture lifting from both developed reservoirs to a wellhead with required reserve of pressure of its full flow. A combined lift installation including at least two units of well fluid lifting is disclosed for implementation of the procedure. The jet unit installed in the production string between the packers is used at the first stage as a mixing unit and as a lifting unit of mixture of fluids of two developed reservoirs. Also, a cavity of w working nozzle of the jet unit is hydraulically communicated with a bottomhole zone of a lower high pressure reservoir, while a cavity of its receiving chamber is hydraulically tied with a bottomhole zone of an upper low pressure reservoir.
EFFECT: raised efficiency of process of simultaneous development of several reservoirs with one producer.
2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной, по меньшей мере, двух объектов (пластов, пропластков и т.д.) многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. В частности, изобретение может быть использовано для добычи углеводородов из низконапорных обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to organize joint operation by a producing well of at least two objects (formations, interlayers, etc.) of a multilayer field that are separated by formations of impermeable rocks. In particular, the invention can be used for hydrocarbon production from low-pressure watered reservoirs of an overlying object and hydromineral raw materials from collectors of a high-pressure underlying object.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений (патент №2079639, опубл. 20.05.97, бюл. №14), при котором производят бурение перепускных скважин за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений, при этом создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений под нефтеносную законтурную зону разрабатываемого месторождения с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта.There is a method of developing oil and gas condensate fields (patent No. 2079639, publ. 05.20.97, bull. No. 14), in which bypass wells are drilled behind the oil circuit to depths revealing an autonomous zone of superhydrostatic pressure, while creating a movable adjustable gas-water shaft on the oil circuit hydrocarbon deposits by controlled bypass of formation gas-saturated thermal water through drilled bypass wells from the superhydrostatic pressure zone under the oil-bearing zone developed deposits followed using overflow wells as operating at design overlying horizon.

Недостатком способа является необходимость дополнительных затрат на бурение перепускных скважин, а использование их в качестве эксплуатационных приводит к нерациональному использованию пластовой энергии.The disadvantage of this method is the need for additional costs for drilling bypass wells, and their use as production leads to the irrational use of reservoir energy.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений по а.с. №1818466, опубл. 30.05.93, бюл. №20. Он предусматривает проводку стволов горизонтальных скважин вдоль нижней части нефтенасыщеного коллектора с подъемом ствола в верхнюю его часть, в газовую шапку. В результате этого подъем нефти осуществляется за счет энергии сжатого газа газовой шапки и одновременно за счет естественного газлифта. Регулирование притока газа производится с использованием дросселя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне в непосредственной близости от газонефтяного контакта.A known method for the development of oil and gas condensate fields as. No. 1818466, publ. 05/30/93, bull. No. 20. It provides for wiring horizontal wellbores along the lower part of the oil-saturated reservoir with the barrel rising to its upper part, into the gas cap. As a result of this, the rise of oil is carried out due to the energy of the compressed gas of the gas cap and at the same time due to the natural gas lift. Gas flow is regulated using a throttle installed in the production casing in the immediate vicinity of the gas-oil contact.

Недостатком способа является тот факт, что при существующей газогидравлической связи между коллекторами давление в нефтяном и газовом пластах будут быстро уравниваться, а это сделает невозможным длительное использование энергии газовой шапки как для поддержания давления, так и для активного газлифта. Кроме того, данный способ невозможно использовать, когда газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены непроницаемыми породами.The disadvantage of this method is the fact that with the existing gas-hydraulic connection between the reservoirs, the pressure in the oil and gas reservoirs will quickly equalize, and this will make it impossible to use the energy of the gas cap for both maintaining pressure and active gas lift. In addition, this method cannot be used when gas, oil and aquifers are separated by impermeable rocks.

Известен способ раздельной эксплуатации объектов добывающей скважины и один из вариантов установки для его реализации (патент №2328590, опубл. 10.07.2008, бюл. №19), выбранный в качестве прототипа. Способ включает спуск последовательно в скважину двух колонн труб большого и меньшего диаметров, размещенных одна в другой концентрично. Колонну большего диаметра оснащают пакером и перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. Эксплуатацию осуществляют, по меньшей мере, двух объектов одной скважины.There is a method of separate operation of production well objects and one of the installation options for its implementation (patent No. 2328590, publ. 10.07.2008, bull. No. 19), selected as a prototype. The method includes lowering successively into the well two columns of pipes of large and smaller diameters, placed one in the other concentrically. A larger diameter column is equipped with a packer and a bypass assembly or element for a medium flow - a working agent or produced fluid. Operation is carried out by at least two objects of one well.

Недостатком способа является необходимость использования двух колонн подъемных труб, что существенно увеличивает металлоемкость конструкции подъемника. Помимо этого энергия высоконапорного объекта не используется в полной мере для подъема по стволу скважины флюида из низконапорного объекта, даже если определенное количество добываемого флюида из объекта с большим приведенным забойным давлением через струйный насос направляется в подъемную колонну объекта с меньшим забойным давлением. Не предусмотрено также, в случае фонтанной эксплуатации высоконапорного объекта с использованием струйного аппарата, наличие дополнительного подъемника, который был бы в состоянии компенсировать потери напора подъема флюида из высоконапорного объекта в процессе передачи части своей энергии флюиду из низконапорного объекта.The disadvantage of this method is the necessity of using two columns of lifting pipes, which significantly increases the metal consumption of the lift structure. In addition, the energy of a high-pressure object is not used to the full to lift fluid from a low-pressure object along a wellbore, even if a certain amount of produced fluid from an object with a large reduced bottomhole pressure is directed through an inkjet pump to the lifting column of the object with a lower bottomhole pressure. It is also not provided, in the case of fountain operation of a high-pressure object using a jet apparatus, the presence of an additional elevator that would be able to compensate for the pressure loss of a fluid from a high-pressure object during the transfer of part of its energy to a fluid from a low-pressure object.

Целью данного изобретения является повышение эффективности совместной эксплуатации нескольких объектов одной добывающей скважины.The aim of this invention is to increase the efficiency of the joint operation of several objects of one producing well.

Поставленная цель достигается за счет того, что осуществляется совместная эксплуатация одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов в добывающей скважине с использованием для лифта смеси флюидов этих объектов по колонне НКТ струйного аппарата, после предварительного расчета его рабочих параметров, при этом совместная эксплуатация обеспечивается путем создания депрессии на верхний низконапорный объект (зона II чертежа) и напора смеси флюидов за счет энергии полного дебита флюида из нижнего высоконапорного объекта (зона I), а для завершения подъема потока смеси флюидов обоих объектов до устья скважины и создания общей депрессии на объекты добычи используется газлифт (зона III).This goal is achieved due to the fact that the joint operation of one lift column of at least two objects in the producing well is carried out using a fluid mixture of these objects along the tubing string of the jet apparatus for the elevator, after preliminary calculation of its operating parameters, while the joint operation is ensured by creating a depression on the upper low-pressure object (zone II of the drawing) and the pressure of the fluid mixture due to the energy of the full flow rate of the fluid from the lower high-pressure object (zone I), and d I complete mixture flow of fluids both lifting objects prior to the wellhead and a common depression on production facilities using the gas lift (zone III).

Пластовая энергия нижнего высоконапорного объекта, преобразованная в энергию потока флюида, за счет работы струйного аппарата осуществляет как подъем флюидов обоих объектов по стволу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), так и создает депрессию на низконапорный объект. А газлифт на завершающем этапе обеспечивает не только подъем смеси флюидов до устья скважины с необходимым запасом напора, но и обеспечивает соответствующий уровень общей депрессии на эксплуатационные объекты.The reservoir energy of the lower high-pressure object, converted into the energy of the fluid flow, due to the operation of the jet apparatus, carries out both the lifting of the fluids of both objects along the barrel of the tubing string and creates a depression on the low-pressure object. And the gas lift at the final stage provides not only the rise of the fluid mixture to the wellhead with the necessary headroom, but also provides the corresponding level of general depression on production facilities.

Способ совместной эксплуатации объектов добывающей скважины включает в себя спуск в добычную скважину колонны НКТ, оснащенной, по крайней мере, двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапанами, и эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины. Технологическая цель изобретения достигается тем, что разобщается герметично пространство скважины между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже верхнего объекта и на глубине несколько ниже установки, по крайней мере, первого газлифтного клапана, и гидравлически связывается через дроссель с фильтром ствол НКТ с призабойной зоной нижнего объекта, а через струйный аппарат - с призабойной зоной верхнего объекта.The method of joint operation of production well objects includes launching a tubing string into a production well equipped with at least two packers, one adjustable throttle with a filter, one jet apparatus, one check valve and one gas-lift valve, and operating at least two objects of one well. The technological objective of the invention is achieved by the fact that the space of the well is disconnected between the casing and tubing at a depth below the upper object and at a depth slightly lower than the installation of at least the first gas lift valve, and the tubing is hydraulically connected through the throttle to the filter with the bottom hole zone object, and through the inkjet apparatus - with the bottomhole zone of the upper object.

Для реализации способа выполняются технологические операции вовлечения, по крайней мере, двух объектов в качестве добывающих и эксплуатируемых комбинированным «фонтанным - насосным - газлифтным» способом. Устанавливается пакер между объектами, при этом полный дебит флюида высоконапорного объекта через фильтр, предохраняющий рабочее сопло струйного насоса от попадания частиц породы пласта, и дроссель, служащий для регулирования объема дебита, направляется в струйный аппарат, в котором осуществляется смешение флюидов обоих объектов и передача энергии потока высоконапорного объекта потоку смеси флюидов обоих объектов для ее подъема вдоль направляющей оси ствола колонны НКТ. На расчетном уровне в колонне НКТ устанавливаются обратный и газлифтный клапаны, а несколько ниже уровня их установки устанавливается пакер, который разделяет затрубное пространство НКТ на зону, связанную с забоем низконапорного объекта и зону подачи газа высокого давления с устья скважины. За счет подачи газа высокого давления осуществляется окончательный подъем смеси флюидов обоих объектов до устья скважины с требуемым запасом напора потока.To implement the method, technological operations are carried out involving at least two objects as producing and operated by the combined "fountain - pump - gas-lift" method. A packer is installed between the objects, while the full flow rate of the fluid of the high-pressure object through a filter that protects the working nozzle of the jet pump from the formation rock particles, and the throttle, which controls the flow rate, is sent to the jet apparatus, in which the fluid of both objects is mixed and energy is transferred the flow of a high-pressure object to the flow of a mixture of fluids of both objects for its rise along the guide axis of the tubing string. At the design level, check and gas lift valves are installed in the tubing string, and a packer is installed slightly below the installation level, which separates the annulus of the tubing into the zone associated with the bottom of the low-pressure object and the zone of high pressure gas supply from the wellhead. Due to the supply of high pressure gas, the final mixture of fluids of both objects is lifted to the wellhead with the required flow head.

Для реализации заявляемого способа предлагается комбинированная лифтовая установка «струйный насос - газлифт», включающая комбинацию, по крайней мере, двух узлов подъема флюида скважины, где в качестве узла смешения и подъема смеси флюидов двух эксплуатационных объектов на первом этапе используется струйный аппарат, который находится в колоне НКТ между пакерами, при этом полость его рабочего сопла гидравлически связана с призабойной зоной нижнего высоконапорного объекта, а полость его приемной камеры гидравлически связана с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, рабочим агентом струйного аппарата служит поток флюида нижнего высоконапорного объекта, а узлом второго этапа подъема смеси пластовых флюидов служат включенные в колонну газлифтный и обратный клапаны, расположенные над верхним пакером.To implement the inventive method, a combined jet pump-gas lift installation is proposed, including a combination of at least two nodes for raising the fluid of the well, where a jet apparatus, which is located in the first stage, is used as a mixing and lifting unit for the fluid mixture of two production objects the tubing string between the packers, while the cavity of its working nozzle is hydraulically connected to the bottom-hole zone of the lower high-pressure object, and the cavity of its receiving chamber is hydraulically connected to the bottom th upper low pressure zone of the object, the working agent of the jet apparatus is a high-pressure stream of a lower object fluid, and the node of the second stage lifting reservoir fluid mixture are included in the column gas lift and return valves located above the upper packer.

Принципиальный вид установки представлен на чертеже, где 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - газлифтный клапан; 4 - обратный клапан; 5 - верхний пакер; 6 - диффузор; 7 - струйный аппарат; 8 - камера смешения струйного аппарата; 9 - приемная камера струйного аппарата; 10 - рабочее сопло струйного аппарата; 11 - интервал перфорации на верхний эксплуатационный объект; 12 - нижний пакер; 13 - регулируемый дроссель с фильтром; 14 - интервал перфорации на нижний эксплуатационный объект.The principal view of the installation is shown in the drawing, where 1 is the production casing; 2 - tubing string; 3 - gas lift valve; 4 - check valve; 5 - top packer; 6 - diffuser; 7 - inkjet apparatus; 8 - mixing chamber of the inkjet apparatus; 9 - receiving chamber of the inkjet apparatus; 10 - working nozzle of the jet apparatus; 11 - interval perforation on the upper operational object; 12 - lower packer; 13 - an adjustable throttle with a filter; 14 - interval perforation on the lower operational object.

Установка для реализации способа включает (см. фиг.1) спущенную и установленную в эксплуатационную колонну (1) скважины колонну НКТ (2), оснащенную, по крайней мере, двумя пакерами (верхним (5) и нижним (12)), одним регулируемым дросселем с фильтром (13), одним струйным аппаратом (7), одним обратным (4) и одним газлифтным (3) клапанами. При этом цель изобретения, с технической точки зрения, достигается тем, что установка включает в себя элементы, объединенные в три узла (расположенных в соответствующих трех зонах), обеспечивающих одновременное действие трех способов подъема флюида скважины: регулируемый дроссель с фильтром (13); струйный аппарат (7) с пакером (12); обратный (4) и газлифтный (3) клапаны с пакером (5). При этом регулируемый дроссель с фильтром (13), установленный в нижней части колонны НКТ (зона I), гидравлически связывает через интервал перфорации (14) призабойную зону нижнего высоконапорного пласта с полостью ствола колонны НКТ, а участок ствола НКТ от выходного отверстия регулируемого дросселя с фильтром (13) до выходного отверстия рабочего сопла (10) струйного аппарата (7) является элементом колонны, служащей для фонтанного подъема флюида высоконапорного объекта. Струйный аппарат (7), посредством приемной камеры (9), камеры смешения (8) и диффузора (6) (зона II), гидравлически связывает ствол колонны НКТ с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, а пакер (12) является элементом установки, разделяющим заколонное пространство скважины на эксплуатационные зоны нижнего и верхнего объектов. Часть ствола колонны от выхода диффузора (6) до обратного клапана (4) является элементом фонтанно-насосного подъема смеси флюидов обоих объектов. Обратный клапан (4) является элементом, разделяющим фонтанно-насосный и газлифтный участки подъема смеси флюидов, а пакер (5) отделяет эксплуатационную зону верхнего объекта от части заколонного пространства, предназначенного для подачи газа высокого давления. Газлифтный участок подъема смеси флюидов (зона III) включает газлифтный клапан (3) и участок ствола колонны НКТ от обратного клапана до устья скважины.The installation for implementing the method includes (see Fig. 1) a tubing string (2) deflated and installed in the production casing (1) of the well, equipped with at least two packers (upper (5) and lower (12)), one adjustable a throttle with a filter (13), one jet device (7), one check valve (4) and one gas-lift valve (3). The objective of the invention, from a technical point of view, is achieved by the fact that the installation includes elements combined into three nodes (located in the corresponding three zones), providing the simultaneous action of three methods of raising the well fluid: adjustable throttle with a filter (13); inkjet apparatus (7) with a packer (12); check valves (4) and gas lift (3) valves with packer (5). At the same time, an adjustable throttle with a filter (13) installed in the lower part of the tubing string (zone I) hydraulically connects the bottom-hole zone of the lower high-pressure formation with the cavity of the tubing string tubing through the perforation interval (14), and the tubing stem section from the outlet of the adjustable throttle with the filter (13) to the outlet of the working nozzle (10) of the jet apparatus (7) is an element of the column, which serves for the fountain lifting of the fluid of a high-pressure object. The inkjet apparatus (7), by means of a receiving chamber (9), a mixing chamber (8) and a diffuser (6) (zone II), hydraulically connects the tubing string to the bottomhole zone of the upper low-pressure object, and the packer (12) is an installation element separating annulus of the well into the operational zones of the lower and upper objects. The part of the barrel from the outlet of the diffuser (6) to the check valve (4) is an element of the fountain-pump lift of the fluid mixture of both objects. The non-return valve (4) is an element separating the fountain-pump and gas-lift sections of the fluid mixture lifting, and the packer (5) separates the operational zone of the upper object from the part of the annular space intended for supplying high-pressure gas. The gas lift section of the fluid mixture lift (zone III) includes a gas lift valve (3) and a section of the tubing string from the non-return valve to the wellhead.

Предлагаемый способ и устройство для его осуществления могут быть осуществлены по аналогии со следующим примером.The proposed method and device for its implementation can be implemented by analogy with the following example.

Пример.Example.

Технологические показатели предлагаемого способа и комбинированной установки для его осуществления определены на примере экспериментальной скважины №197 УКПГ - 5 Вуктыльского НГКМ.The technological indicators of the proposed method and the combined installation for its implementation are determined by the example of experimental well No. 197 of the gas treatment facility - 5 of the Vuktylskoye oil and gas condensate field.

Исходные данные: глубина скважины №197 составляет - 3239 м; диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм; лифтовая колонна собрана из НКТ диаметром 73 мм; интервал перфорации верхнего эксплуатационного объекта (верхневизейско-башкирские отложения) - 3239-3189 м, пластовое давление находится на уровне 12 МПа; при величине депрессии в 2,5 МПа расчетный дебит жидкости верхнего объекта составляет Q=48,2 м3/сут; интервал перфорации нижнего эксплуатационного объекта (нерасчлененные отложения стешевского, тарусского горизонтов серпуховского яруса и веневские визейского яруса нижнего карбона) 3340-3335 м, пластовое давление находится на уровне 31 МПа; при величине депрессии в 3 МПа расчетный дебит жидкости нижнего объекта составляет Q=50,2 м3/сут; необходимая высота уровня излива над поверхностью земли, а=3 м; плотность жидкости (эмульсия пластовой воды и жидких углеводородов) равна 1114 кг/м3.Initial data: depth of well No. 197 is 3239 m; diameter of the production casing - 168 mm; the lift column is assembled from tubing with a diameter of 73 mm; the perforation interval of the upper production facility (Upper Visean-Bashkir deposits) is 3239-3189 m, reservoir pressure is at the level of 12 MPa; with a magnitude of depression of 2.5 MPa, the calculated flow rate of the liquid of the upper object is Q = 48.2 m 3 / day; the perforation interval of the lower production facility (undivided deposits of the Steshevsky, Tarusian horizons of the Serpukhov layer and the Venezian Visean layer of the Lower Carboniferous) 3340-3335 m, reservoir pressure is at the level of 31 MPa; with a magnitude of depression of 3 MPa, the calculated fluid rate of the lower object is Q = 50.2 m 3 / day; the necessary height of the level of the spout above the surface of the earth, a = 3 m; the density of the liquid (emulsion of produced water and liquid hydrocarbons) is equal to 1114 kg / m 3 .

Предварительно определяются достижимый перепад давления струйного насоса с диффузором, давление в характерных сечениях струйного насоса, оптимальное отношение сечений

Figure 00000001
и относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом (Δрc/Δрр)=f(u), где:The achievable differential pressure of the jet pump with a diffuser, the pressure in the characteristic sections of the jet pump, the optimal ratio of the sections
Figure 00000001
and the relative pressure drop created by the jet pump (Δp c / Δp p ) = f (u), where:

fp1 - площадь выходного сечения рабочего сопла;f p1 is the area of the output section of the working nozzle;

f3 - площадь выходного сечения камеры смешения;f 3 - the area of the output section of the mixing chamber;

Δрс/Δрр - относительный перепад давлений, создаваемый струйным насосом;Δp s / Δp p is the relative pressure drop created by the jet pump;

Δрc=pс-pи - перепад давлений, создаваемый струйным насосом;Δp c = p with -p and - pressure drop created by the jet pump;

Δррр-pи - перепад давлений рабочего потока;Δp p = p p -p and - the pressure drop of the working stream;

f(u) функция - u=Gи/Gp - коэффициента инжекции, т.е. отношения Gи - массового расхода инжектируемого потока к Gp - массовому расходу рабочего потока.f (u) function - u = G and / G p - injection coefficient, i.e. the ratio of G and is the mass flow rate of the injected stream to G p is the mass flow rate of the working stream.

Расчет выполнен исходя из следующих условий: рабочая и инжектируемая среда - однотипный водо-углеводородный флюид, для которого удельные объемы рабочего, инжектируемого и смешенного потоков одинаковы, т.е. vр=vн=vс. Коэффициент инжекции u=2, давление инжектируемого потока во входном сечении ри=12 МПа; давление рабочего потока до входа в сопло рр=28 МПа; изменение давления инжектируемого потока Δри=16 МПа.The calculation is based on the following conditions: the working and injected medium is the same type of water-hydrocarbon fluid, for which the specific volumes of the working, injected and mixed flows are the same, i.e. v p = v n = v s . The injection coefficient u = 2, the pressure of the injected flow in the inlet section p and = 12 MPa; the pressure of the working stream before entering the nozzle p p = 28 MPa; change in pressure of the injected flow Δp and = 16 MPa.

Оптимальное соотношение сечений определяется по формуле:The optimal ratio of the sections is determined by the formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

где а=φ2;where a = φ 2 ;

Figure 00000003
Figure 00000003

Figure 00000004
.
Figure 00000004
.

При рекомендуемых, экспериментально выявленных, значениях (φ1=0,95; φ2=0,975; φ3=0,9; φ4=0,925) величины - а, в и с будут иметь следующие значения:With the recommended experimentally determined values (φ 1 = 0.95; φ 2 = 0.975; φ 3 = 0.9; φ 4 = 0.925), the values - a, b and c will have the following values:

а=0,975;a = 0.975;

в=-[0,975+1,19(1+u)2-0,78u2]=-[0,975+10,71-3,12]=-8,565;b = - [0.975 + 1.19 (1 + u) 2 -0.78u 2 ] = - [0.975 + 10.71-3.12] = - 8.565;

c=1,19(1+u)2=10,71.c = 1.19 (1 + u) 2 = 10.71.

Оптимальное соотношение сеченийOptimum cross-sectional ratio

Figure 00000005
Figure 00000005

Величина n=f3/fи2 определена по формуле n=6,92/(6,92-1)=1,17.The value n = f 3 / f and 2 is determined by the formula n = 6.92 / (6.92-1) = 1.17.

Достижимый относительный перепад давлений рассчитан по формуле:The achievable relative pressure difference is calculated by the formula:

Figure 00000006
Figure 00000006

По полученному значению относительного перепада давлений определен возможный перепад давлений струйного насоса Δрс=0,12·16=1,94 МПа.Based on the obtained value of the relative pressure difference, the possible pressure difference of the jet pump Δp s = 0.12 · 16 = 1.94 MPa is determined.

В этом случае давление смешенного потока на выходе из диффузора - рси+Δрс=12+1,94=13,94 МПа, а давление инжектируемого потока во входном сечении цилиндрической камеры смешения - р2=pи-Δрк=12-1,94=10,06.In this case, the pressure of the mixed stream at the outlet of the diffuser - with p = p + Ap and c = 12 + 1.94 = 13.94 MPa, and the pressure of the injected flow in the inlet section of the cylindrical mixing chamber - p 2 = p and to -Δr = 12-1.94 = 10.06.

Значения оптимального сечения и перепада давления насоса получены исходя из условий размещения струйного насоса на забое башкирских отложений и при коэффициенте инжекции u=2. Для определения оптимальных величин задаваемых исходных параметров, проведены расчеты аналогичные вышеприведенным.The values of the optimal cross section and pressure drop of the pump were obtained based on the conditions for placing the jet pump at the bottom of the Bashkir deposits and with an injection coefficient u = 2. To determine the optimal values of the given initial parameters, calculations similar to the above were performed.

Место расположения насоса остается прежним, т.е. давление инжектируемого потока во входном сечении и давление рабочего потока до входа в сопло будут иметь те же значения ри=12 МПа, рр=28 МПа, изменяется величина коэффициента инжекции в пределах 1-2. Результаты расчетов представлены в таблице 1.The location of the pump remains the same, i.e. the pressure of the injected stream in the inlet section and the pressure of the working stream before entering the nozzle will have the same values p and = 12 MPa, p p = 28 MPa, the value of the injection coefficient varies within 1-2. The calculation results are presented in table 1.

Таблица 1Table 1 Результаты расчетов коэффициента инжекцииInjection coefficient calculation results uu

Figure 00000001
Figure 00000001
Δрс, МПаΔp s , MPa рс, МПаr s , MPa р2, МПаp 2 , MPa Gc, м3/сутG c , m 3 / day 1one 3,63.6 3,73,7 15,715.7 8,38.3 96,496.4 1,51,5 5,155.15 2,62.6 14,614.6 9.49.4 80,3380.33 22 6,926.92 1,941.94 13,9413.94 10,0610.06 72,372.3

Как видно из приведенных в таблице данных, с уменьшением коэффициента инжекции характеристики струйного подъемника улучшаются, достигая оптимального значения для данных условий при u=1,3-1,6.As can be seen from the data in the table, with a decrease in the injection coefficient, the characteristics of the jet elevator improve, reaching the optimal value for these conditions at u = 1.3-1.6.

Характеристики газлифтного подъемника, необходимого для завершения подъема продукции скважины на дневную поверхность, определяются следующим образом. Величина подъема скважинной жидкости за счет работы струйного насоса составит:The characteristics of the gas lift needed to complete the lifting of the well products to the day surface are determined as follows. The magnitude of the rise of the borehole fluid due to the operation of the jet pump will be:

Figure 00000007
Figure 00000007

В этом случае высота газлифтного подъема будет равна hгазл=3242-(25+1336)=1881 м.In this case, the height of the gas lift will be equal to h gas = 3242- (25 + 1336) = 1881 m.

По формуле Н=Kh определяется глубина установки газлифтного клапана от уровня излива. Коэффициент К подобран сообразно величинам давления на устье газа высокого давления и глубины скважины, а также с учетом экспериментально выявленных оптимальных величин. В данном случае коэффициент К=1,59. Он не попадает в интервал оптимальных значений, но если взять рекомендуемый К=2, то Н составит величину, превышающую глубину скважины.According to the formula H = Kh, the depth of installation of the gas lift valve is determined from the level of the spout. The coefficient K is selected in accordance with the pressure at the mouth of the high pressure gas and the depth of the well, as well as taking into account experimentally identified optimal values. In this case, the coefficient K = 1.59. It does not fall into the interval of optimal values, but if we take the recommended K = 2, then H will be a value exceeding the depth of the well.

Удельный расход газа - Rопт на подъем одного куба жидкости до выбранного уровня излива определен из соотношения (уравнение А.П.Крылова* для удельного расхода газа газлифтного подъемника «Справочная книга по добычи нефти» под редакцией Ш.К.Гиматудинова стр.228):Specific gas flow rate - R opt for lifting one cubic meter of liquid to a selected level of spout is determined from the ratio (A.P. Krylov's equation * for the specific gas consumption of the gas lift lift “Oil production reference book” edited by Sh.K. Gimatudinov p. 228) :

Figure 00000008
Figure 00000008

где Rопт - удельный расход газа в м3/т; Vопт - оптимальный объем газа нагнетания в т/сут; L - длина поъемника в м; d - диаметр подъемных труб в мм; ρ - плотность флюида в кг/м3; p1 и р2 - давления у башмака и на устье в Па.where R opt - specific gas consumption in m 3 / t; V opt is the optimal volume of injection gas in t / day; L is the length of the lift in m; d is the diameter of the lifting pipes in mm; ρ is the density of the fluid in kg / m 3 ; p 1 and p 2 - pressure at the shoe and at the mouth in Pa.

Полный расход газа необходимый на подъем расчетного суточного дебита до уровня излива составит:The total gas flow required to raise the estimated daily flow rate to the level of the spout will be:

W=Q·αRопт=80,33·79,83=6413 м3/сут.W = Q · αR opt = 80.33 · 79.83 = 6413 m 3 / day.

Расход смеси на изливе составит q=W+Q=6413+80,33=6493,33 м3/сут.The flow rate of the mixture at the spout will be q = W + Q = 6413 + 80.33 = 6493.33 m 3 / day.

Рабочее давление газа газлифтного подъемника определяем по формуле:The working gas pressure of the gas lift is determined by the formula:

рраб=0,01[h(K-1)+5]=0,01[1881(1,59-1)+5]=11,15 МПа.p slave = 0.01 [h (K-1) +5] = 0.01 [1881 (1.59-1) +5] = 11.15 MPa.

Это давление выше устьевого, обеспечиваемого газом высокого давления, практически в два раза. Поэтому, чтобы обеспечить устойчивую работу газлифтного подъемника, высота газлифтного подъема разделяется на две камеры замещения путем установки второго обратного клапана и второго газлифтного клапана на глубине 941 м.This pressure is almost two times higher than the wellhead pressure provided by high-pressure gas. Therefore, in order to ensure the stable operation of the gas lift, the height of the gas lift is divided into two replacement chambers by installing a second check valve and a second gas lift valve at a depth of 941 m.

Таким образом, полученные основные характеристики работы подъемника следующие: суточный расход газа - 6413 м3/сут; рабочее давление - 5,57 МПа. Следует отметить, что в приведенных расчетах не учитывалось возможное наличие в пластовом флюиде свободного и растворенного газа. Их присутствие позволит улучшить показатели работы предлагаемого газлифтного подъемника.Thus, the obtained basic characteristics of the lift are as follows: daily gas flow rate - 6413 m 3 / day; working pressure - 5.57 MPa. It should be noted that in the above calculations, the possible presence of free and dissolved gas in the reservoir fluid was not taken into account. Their presence will improve the performance of the proposed gas lift.

Claims (2)

1. Способ эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине путем спуска в нее колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной устройствами для подъема флюида, отличающийся тем, что совместная эксплуатация нескольких объектов осуществляется посредством одной колонны насосно-компрессорных труб, выполняющей функцию лифтовой колонны для двух и более объектов в добывающей скважине, при этом для подъема смеси флюидов этих объектов по колонне насосно-компрессорных труб используется струйный аппарат, установленный в колонне насосно-компрессорных труб в зоне верхнего низконапорного объекта, а совместная эксплуатация обеспечивается путем создания депрессии на верхний низконапорный объект и напора смеси флюидов за счет энергии полного дебита флюида из нижнего высоконапорного объекта, при этом для завершения подъема потока смеси флюидов обоих объектов до устья скважины и создания общей депрессии на эти объекты используется газлифт.1. A method of operating several objects in a production well by lowering into it a tubing string equipped with fluid lifting devices, characterized in that the joint operation of several facilities is carried out by means of a single tubing string acting as an elevator string for two or more objects in the production well, while for lifting the fluid mixture of these objects along the tubing string, an inkjet apparatus installed in the tubing string is used pressure pipes in the zone of the upper low-pressure object, and joint operation is ensured by creating a depression on the upper low-pressure object and the pressure of the fluid mixture due to the energy of the full flow rate of the fluid from the lower high-pressure object, while to complete the rise of the flow of the fluid mixture of both objects to the wellhead and create a common Depression on these objects uses gas lift. 2. Устройство для осуществления способа по п.1, включающее спущенную в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб с дросселем, оснащенную, по крайней мере, двумя пакерами, расположенными между эксплуатационными объектами, и узлом подъема и смешения потоков среды - рабочего агента и добываемого флюида, отличающееся тем, что включает комбинацию, по крайней мере, двух узлов подъема флюида скважины, где в качестве узла смешения и подъема смеси флюидов двух эксплуатационных объектов на первом этапе используется струйный аппарат, который находится в колоне насосно-компрессорных труб между пакерами, при этом полость его рабочего сопла гидравлически связана с призабойной зоной нижнего высоконапорного объекта, а полость его приемной камеры гидравлически связана с призабойной зоной верхнего низконапорного объекта, рабочим агентом струйного аппарата служит поток флюида нижнего высоконапорного объекта, а узлом второго этапа подъема смеси пластовых флюидов служат включенные в колонну газлифтный и обратный клапаны, расположенные над верхним пакером. 2. The device for implementing the method according to claim 1, including a tubing string lowered into the production well with a throttle, equipped with at least two packers located between production facilities, and a unit for lifting and mixing the flow of medium - working agent and produced fluid, characterized in that it includes a combination of at least two nodes for raising the fluid of the well, where as a node for mixing and lifting the mixture of fluids of two production facilities at the first stage, an inkjet apparatus is used, the second is located in the tubing string between the packers, while the cavity of its working nozzle is hydraulically connected to the bottom-hole zone of the lower high-pressure object, and the cavity of its receiving chamber is hydraulically connected to the bottom-hole zone of the upper low-pressure object, the fluid flow of the lower high-pressure object is the working agent of the jet apparatus and the unit of the second stage of raising the mixture of reservoir fluids are gas-lift and check valves located in the column above the upper packer.
RU2010137047/03A 2010-09-03 2010-09-03 Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation RU2438008C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010137047/03A RU2438008C1 (en) 2010-09-03 2010-09-03 Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010137047/03A RU2438008C1 (en) 2010-09-03 2010-09-03 Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2438008C1 true RU2438008C1 (en) 2011-12-27

Family

ID=45782892

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010137047/03A RU2438008C1 (en) 2010-09-03 2010-09-03 Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2438008C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459935C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi-site oil deposit development method
RU2523318C1 (en) * 2013-03-01 2014-07-20 Открытое акционерное общество "Газпром" Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field
RU2698785C1 (en) * 2018-05-11 2019-08-29 Общество с ограниченной ответственностью "РН-Пурнефтегаз" Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459935C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi-site oil deposit development method
RU2523318C1 (en) * 2013-03-01 2014-07-20 Открытое акционерное общество "Газпром" Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field
RU2698785C1 (en) * 2018-05-11 2019-08-29 Общество с ограниченной ответственностью "РН-Пурнефтегаз" Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2253009C1 (en) Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns
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
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
CN103184859B (en) For quarrying apparatus and the method for single-well injection-production
CN102472089A (en) System and method for intermittent gas lift
RU2303125C1 (en) Multizone oil reservoir development method
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2438008C1 (en) Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation
RU2490436C1 (en) Well operation method
RU2370640C1 (en) Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes
RU2431737C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
RU2539486C1 (en) Method for oil development with horizontal wells
RU2225938C1 (en) Methods for exploiting oil extracting wells
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU2317407C1 (en) Well operation method
RU2001122000A (en) METHOD FOR DEVELOPING GAS-OIL DEPOSITS
US3357492A (en) Well completion apparatus
WO2007149008A1 (en) Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs
RU2520315C2 (en) Dual production method from two beds in same well
RU2523318C1 (en) Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2355873C1 (en) Well operating procedure
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil