RU2455469C2 - Method of automatic adjustment of gas well operation mode - Google Patents
Method of automatic adjustment of gas well operation mode Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455469C2 RU2455469C2 RU2010123280/03A RU2010123280A RU2455469C2 RU 2455469 C2 RU2455469 C2 RU 2455469C2 RU 2010123280/03 A RU2010123280/03 A RU 2010123280/03A RU 2010123280 A RU2010123280 A RU 2010123280A RU 2455469 C2 RU2455469 C2 RU 2455469C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- produced gas
- working
- well
- flow rate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.The invention relates to the gas industry, in particular to gas production by a gas lift method, and can be used to control the operating mode of a gas well, the operation of which is complicated by the presence of liquid in the stream of produced gas.
Известен способ циклической импульсной газлифтной добычи жидкости (патент РФ №2162139, Е21В 43/00, опубл. 2001.01.20), в котором импульс сжатого газа подают в трубное пространство до достижения в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве. Подъем жидкости по трубному пространству осуществляют по мере снижения давления газа в скважине. Очередной импульс сжатого газа подают при прекращении выноса жидкости с забоя. Периодичность подачи сжатого газа определяют из условия полного выноса им жидкости, накопившейся в забое скважины. Указанный способ обеспечивает повышение эффективности добычи жидкости. Недостатком данного способа является то, что периодичность подачи сжатого газа в трубное пространство определяют экспериментально по данным исследований условий эксплуатации конкретной скважины.A known method of cyclic pulsed gas lift fluid production (RF patent No. 2162139, ЕВВ 43/00, publ. 2001.01.20), in which a pulse of compressed gas is fed into the pipe space until the pressure in the annulus reaches the sum of the bottomhole pressure and the pressure on the bottom of the column fluid in the annulus. The rise of fluid through the pipe space is carried out as the gas pressure in the well decreases. Another pulse of compressed gas is supplied when the removal of liquid from the bottom is stopped. The frequency of supply of compressed gas is determined from the condition of its complete removal of fluid accumulated in the bottom of the well. The specified method provides an increase in the efficiency of fluid production. The disadvantage of this method is that the frequency of supply of compressed gas into the pipe space is determined experimentally according to studies of the operating conditions of a particular well.
Наиболее близким аналогом (прототипом) к предлагаемому способу является способ управления эксплуатацией газлифтной скважины (патент РФ №2139416, Е21В 43/00, опубл. 1999.10.10). Согласно изобретению регулируют расход рабочего газа, измеряют изменение затрубного давления, дополнительно замеряют дебит газа сепарации и по замеру давления рабочего газа в затрубном пространстве и замеру дебита газа сепарации по номограммам определяют давление и скорость восходящего потока газожидкостной продукции у башмака лифтовой колонны. Расход рабочего газа поддерживают из условия обеспечения скорости восходящего потока у башмака лифтовой колонны в пределах 1,3-2,5 м/с, которые экспериментально определены по ранее проведенным исследованиям. Указанный способ обеспечивает оперативный контроль стабильности работы газлифтных скважин. Недостатком данного способа является необходимость построения номограмм после выполнения замеров и последующее ручное управление расходом газа.The closest analogue (prototype) to the proposed method is a method for controlling the operation of a gas lift well (RF patent No. 2139416, ЕВВ 43/00, publ. 1999.10.10). According to the invention, the flow rate of the working gas is controlled, the change in the annulus pressure is measured, the flow rate of the separation gas is additionally measured, and the pressure and the rate of upward flow of gas-liquid products at the elevator column shoe are determined by the measurement of the pressure of the working gas in the annulus and the size of the flow rate of the separation gas. The flow rate of the working gas is maintained from the condition of ensuring the upward flow velocity at the shoe of the elevator column in the range 1.3–2.5 m / s, which were experimentally determined from previous studies. The specified method provides operational control of the stability of gas lift wells. The disadvantage of this method is the need to build nomograms after taking measurements and subsequent manual control of the gas flow.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа автоматического регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.The problem to which the invention is directed, is to develop a method for automatically controlling the operating mode of a gas well, the operation of which is complicated by the presence of liquid in the flow of produced gas.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности работы скважины, снижение уровня и удаление накапливающейся в призабойной зоне жидкости, обеспечение стабильности работы скважины.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to increase the efficiency of the well, reducing the level and removing accumulated in the bottom-hole zone of the fluid, ensuring the stability of the well.
Для достижения указанного технического результата в предлагаемом способе, включающем газлифтную эксплуатацию скважины путем регулирования расхода рабочего и добываемого газа, отбор добываемого газа осуществляют по лифтовой и дополнительной лифтовой колоннам. Расход рабочего и добываемого газа регулируют путем открытия и закрытия управляемых запорных элементов в соответствии с управляющими сигналами, поступающими от блока автоматического управления. Управляющие сигналы формируют по результатам сравнения измеренных значений параметров с заданными значениями параметров, при этом измеряют давление на устье и в забое скважины, одновременно с этим измеряют на выходе из лифтовой колонны и на выходе из дополнительной лифтовой колонны расход добываемого газа и измеренные значения параметров передают в блок автоматического управления. Расход рабочего и добываемого газа регулируют таким образом, чтобы обеспечить заданный режим работы скважины. В качестве рабочего газа используют или сжиженный газ, или добываемый газ, или газ со сборного пункта.To achieve the specified technical result in the proposed method, which includes gas-lift operation of the well by regulating the flow of working and produced gas, the extraction of produced gas is carried out by elevator and additional elevator columns. The flow rate of the working and produced gas is regulated by opening and closing controlled shut-off elements in accordance with the control signals received from the automatic control unit. The control signals are generated by comparing the measured parameter values with the specified parameter values, while measuring the pressure at the wellhead and in the bottom of the well, at the same time, the output of the produced gas is measured at the outlet of the elevator column and at the exit of the additional elevator column, and the measured parameter values are transmitted to automatic control unit. The flow rate of the working and produced gas is regulated in such a way as to ensure a given mode of operation of the well. As the working gas, either liquefied gas, or produced gas, or gas from the collection point is used.
При нормальной работе скважины отбор добываемого газа осуществляют по двум колоннам: лифтовой и дополнительной лифтовой. При этом заданный режим работы скважины, который определяется заданными значениями параметров, обеспечивают только путем регулирования расхода добываемого газа. При накоплении жидкости в стволе скважины и, следовательно, изменении значения перепада давления между устьем и забоем скважины осуществляют удаление накопившейся жидкости путем изменения скорости и направления потоков газа. Рабочий газ, который подают в пространство между лифтовой колонной и дополнительной лифтовой колонной, вытесняет жидкость из межтрубного пространства, поступает в дополнительную лифтовую колонну, перемешивается там с жидкостью и образует газожидкостную смесь. Плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, накопившейся в скважине, вследствие чего уровень жидкости в дополнительной лифтовой колонне повышается, что обеспечивает вынос жидкости из скважины. Чем больше рабочего газа подают в межтрубное пространство, тем меньше становится плотность газожидкостной смеси. Однако при нерегулируемой подаче рабочего газа возникают следующие проблемы:During normal well operation, production gas is extracted in two columns: an elevator and an additional elevator. Moreover, a predetermined well operation mode, which is determined by predetermined parameter values, is provided only by controlling the flow rate of the produced gas. With the accumulation of fluid in the wellbore and, consequently, a change in the pressure drop between the wellhead and the bottom of the well, the accumulated fluid is removed by changing the speed and direction of gas flows. The working gas, which is fed into the space between the elevator column and the additional elevator column, displaces the liquid from the annulus, enters the additional elevator column, mixes there with the liquid and forms a gas-liquid mixture. The density of the gas-liquid mixture is lower than the density of the liquid accumulated in the well, as a result of which the liquid level in the additional lift column rises, which ensures the removal of fluid from the well. The more working gas is fed into the annulus, the less becomes the density of the gas-liquid mixture. However, with uncontrolled supply of working gas, the following problems arise:
- при большом расходе подаваемого рабочего газа возрастают гидравлические потери в дополнительной лифтовой колонне, растет забойное давление и уменьшается приток газа из пласта;- at a high flow rate of the supplied working gas, hydraulic losses in the additional elevator string increase, bottomhole pressure increases and gas inflow from the formation decreases;
- при небольшом расходе подаваемого рабочего газа не обеспечивается вынос необходимого количества жидкости.- with a small flow rate of the supplied working gas, the removal of the required amount of liquid is not ensured.
Автоматическое регулирование режима работы скважины по предлагаемому способу позволяет устранить указанные недостатки и обеспечить оптимальный режим работы скважины (при котором обеспечиваются заданный расход добываемого газа и условия для выноса жидкости из скважины).Automatic regulation of the well operating mode according to the proposed method allows to eliminate these drawbacks and to ensure the optimal well operating mode (in which the specified flow rate of produced gas and conditions for the removal of fluid from the well are ensured).
На чертеже представлена схема осуществления способа.The drawing shows a diagram of the method.
По предлагаемому способу осуществляют газлифтную эксплуатацию скважины, обвязка которой состоит из обсадной трубы 1, лифтовой колонны 2 и дополнительной лифтовой колонны 3. Отбор добываемого газа осуществляют по лифтовой колонне 2 и дополнительной лифтовой колонне 3 при открытых запорных элементах 4 и 5, например задвижках, установленных на выходе из лифтовой колонны и на выходе из дополнительной лифтовой колонны соответственно, управляемых электроприводами (на чертеже не показаны). При этом с датчиков давления 6 и 7, установленных на устье и в забое скважины соответственно, получают значения давления на устье и в забое скважины и передают измеренные значения параметров в блок автоматического управления 8. Одновременно с этим с расходомеров 9 и 10, установленных на выходе из лифтовой колонны и на выходе из дополнительной лифтовой колонны соответственно, получают значение расхода добываемого газа, которое передают в блок автоматического управления 8. В соответствии с управляющими сигналами, которые формируют посредством блока автоматического управления 8 и передают на электроприводы, управляющие запорными элементами 4 и 5, регулируют расход добываемого газа путем закрытия управляемых запорных элементов 4 и/или 5, поддерживая заданный режим работы скважины. По мере накопления жидкости в стволе скважины и достижения значения перепада давления между устьем и забоем скважины, при котором не обеспечивается заданный режим работы скважины, формируют посредством блока автоматического управления 8 управляющие сигналы на закрытие запорного элемента 4, включение компрессора 11 и открытие запорного элемента 12, управляемого электроприводом (на чертеже не показан) и установленного на входе в лифтовую колонну 2, с помощью которого регулируют подачу рабочего газа в пространство между лифтовой колонной 2 и дополнительной лифтовой колонной 3. В качестве рабочего газа используют или сжиженный газ, или добываемый газ, или газ со сборного пункта. Подачу рабочего газа осуществляют с помощью компрессора 11. В результате подачи рабочего газа увеличивают скорость восходящего потока газожидкостной смеси, что обеспечивает вынос накопившейся в скважине жидкости. После удаления жидкости из забоя и достижения значения перепада давления на устье и в забое скважины, равного заданному значению, в соответствии с управляющим сигналом, сформированным в блоке автоматического управления 8, закрывают запорный элемент 12, отключают компрессор 11, открывают запорный элемент 4 и осуществляют отбор добываемого газа по лифтовой колонне 2 и дополнительной лифтовой колонне 3 одновременно.According to the proposed method, gas-lift operation of the well is carried out, the piping of which consists of a casing 1, an elevator string 2 and an additional elevator string 3. The extraction of produced gas is carried out by an elevator string 2 and an additional elevator string 3 with open shut-off elements 4 and 5, for example, valves installed at the exit of the elevator column and at the exit of the additional elevator column, respectively, controlled by electric drives (not shown in the drawing). At the same time, pressure sensors 6 and 7 installed on the wellhead and in the bottom of the well, respectively, receive pressure values at the wellhead and in the bottom of the well and transmit the measured parameter values to the automatic control unit 8. At the same time, flowmeters 9 and 10 installed at the outlet from the elevator column and at the outlet of the additional elevator column, respectively, receive the value of the flow rate of produced gas, which is transmitted to the automatic control unit 8. In accordance with the control signals that form the medium automatic control unit 8 and transmitted to actuators controlling the locking elements 4 and 5, controlled flow of gas produced by closing the controllable locking elements 4 and / or 5, maintaining a predetermined wellbore operation. As the fluid accumulates in the wellbore and the pressure drop between the wellhead and the bottom of the well is reached, at which the specified mode of operation of the well is not ensured, control signals are generated by the automatic control unit 8 to close the shut-off element 4, turn on the compressor 11 and open the shut-off element 12, controlled by an electric drive (not shown in the drawing) and installed at the entrance to the elevator column 2, with which regulate the flow of working gas into the space between the elevator column 2 and additional lift column 3. As the working gas, either liquefied gas, or produced gas, or gas from the collection point is used. The supply of the working gas is carried out using the compressor 11. As a result of the supply of the working gas, the upward flow rate of the gas-liquid mixture is increased, which ensures the removal of fluid accumulated in the well. After removing the liquid from the bottom and reaching a pressure drop at the wellhead and in the bottom of the well equal to a predetermined value, in accordance with the control signal generated in the automatic control unit 8, close the shut-off element 12, turn off the compressor 11, open the shut-off element 4 and select produced gas through the lift column 2 and the additional lift column 3 at the same time.
При наличии большого количества жидкости в потоке добываемого газа осуществляют режим работы скважины с постоянной подачей рабочего газа в одну из лифтовых колонн и отбором добываемого газа из другой колонны. Рабочий газ подают либо в дополнительную лифтовую колонну, либо в пространство между лифтовой и дополнительной лифтовой колонной, в зависимости от управляющего сигнала, поступающего от блока автоматического управления 8. При этом расход рабочего газа также регулируется автоматически.In the presence of a large amount of liquid in the flow of produced gas, a well operating mode is carried out with a constant supply of working gas to one of the lift columns and extraction of produced gas from the other column. The working gas is supplied either to an additional lift column, or to the space between the lift and additional lift column, depending on the control signal from the automatic control unit 8. At the same time, the flow of working gas is also automatically adjusted.
Предлагаемый способ позволяет снизить расход рабочего газа за счет оперативного регулирования подачи рабочего газа в межтрубное пространство. Таким образом, реализация предлагаемого способа обеспечивает повышение эффективности работы скважины за счет снижения расхода рабочего газа, удаление накапливающейся в скважине жидкости, а также обеспечивает стабильность работы скважины за счет автоматического регулирования режима работы.The proposed method allows to reduce the consumption of working gas due to the operational regulation of the supply of working gas into the annulus. Thus, the implementation of the proposed method provides an increase in the efficiency of the well by reducing the flow of working gas, removing accumulated fluid in the well, and also ensures stability of the well due to automatic control of the operating mode.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010123280/03A RU2455469C2 (en) | 2010-06-07 | 2010-06-07 | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010123280/03A RU2455469C2 (en) | 2010-06-07 | 2010-06-07 | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010123280A RU2010123280A (en) | 2011-12-20 |
| RU2455469C2 true RU2455469C2 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=45403726
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010123280/03A RU2455469C2 (en) | 2010-06-07 | 2010-06-07 | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2455469C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2591870C1 (en) * | 2015-04-17 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Method for adaptive automatic control of gas condensate wells |
| RU2632797C1 (en) * | 2016-07-06 | 2017-10-09 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determining volume of hydrocarbons losses in wells |
| RU2722899C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas well operation |
| RU2722897C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |
| RU2738699C2 (en) * | 2016-03-15 | 2020-12-15 | Эквинор Энерджи Ас | Overpressure protection system |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2042794C1 (en) * | 1992-08-03 | 1995-08-27 | Юрий Степанович Евтушенко | Method for development of gas and gas-condensate fields |
| RU2068492C1 (en) * | 1992-04-03 | 1996-10-27 | Леонов Василий Александрович | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
| RU2139416C1 (en) * | 1998-03-18 | 1999-10-10 | Предприятие по добыче, переработке и транспортировке газа "Севергазпром" | Method for operational control of gas-lift well |
| RU2291295C1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-10 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
| RU2308593C1 (en) * | 2006-02-20 | 2007-10-20 | Тельман Вагизович Гарипов | Device for well fluid lifting at later well development stages |
| RU2341647C1 (en) * | 2007-03-15 | 2008-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method |
-
2010
- 2010-06-07 RU RU2010123280/03A patent/RU2455469C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2068492C1 (en) * | 1992-04-03 | 1996-10-27 | Леонов Василий Александрович | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
| RU2042794C1 (en) * | 1992-08-03 | 1995-08-27 | Юрий Степанович Евтушенко | Method for development of gas and gas-condensate fields |
| RU2139416C1 (en) * | 1998-03-18 | 1999-10-10 | Предприятие по добыче, переработке и транспортировке газа "Севергазпром" | Method for operational control of gas-lift well |
| RU2291295C1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-10 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
| RU2308593C1 (en) * | 2006-02-20 | 2007-10-20 | Тельман Вагизович Гарипов | Device for well fluid lifting at later well development stages |
| RU2341647C1 (en) * | 2007-03-15 | 2008-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" | Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2591870C1 (en) * | 2015-04-17 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Method for adaptive automatic control of gas condensate wells |
| RU2738699C2 (en) * | 2016-03-15 | 2020-12-15 | Эквинор Энерджи Ас | Overpressure protection system |
| RU2632797C1 (en) * | 2016-07-06 | 2017-10-09 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determining volume of hydrocarbons losses in wells |
| RU2722899C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas well operation |
| RU2722897C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010123280A (en) | 2011-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2455469C2 (en) | Method of automatic adjustment of gas well operation mode | |
| RU2386016C2 (en) | Flow regulation of multiphase fluid medium, supplied from well | |
| US9470076B2 (en) | Systems and methods for production of gas wells | |
| CA2781261C (en) | Operational logic for pressure control of a wellhead | |
| RU2620665C2 (en) | System and method for advanced fluid extraction from gas wells | |
| CN104100241B (en) | A kind of definite hyposmosis oil well is taken out the method for system rationally | |
| RU2013148471A (en) | AUTOMATIC PRESSURE CONTROL IN A HEADER LINE FOR DRILLING | |
| US9790773B2 (en) | Systems and methods for producing gas wells with multiple production tubing strings | |
| EP0840836B1 (en) | System for controlling production from a gaz-lifted oil well | |
| CN115879644A (en) | Shale gas well production mode optimization method based on optimized tubular column | |
| US11746628B2 (en) | Multi-stage downhole tool movement control system and method of use | |
| RU2239696C1 (en) | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method | |
| RU2291295C1 (en) | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well | |
| RU2651740C1 (en) | Gas well operating method | |
| US11965400B2 (en) | System and method to maintain minimum wellbore lift conditions through injection gas regulation | |
| RU2617761C2 (en) | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility | |
| CA2874695A1 (en) | Plunger lift systems and methods | |
| RU2591291C1 (en) | Method for development of multi-pay oil deposit (versions) | |
| CN117948101A (en) | Shale gas platform multi-well plunger production system coordination method and terminal thereof | |
| RU2215867C2 (en) | Method of product inflow stimulation from wells and device for method embodiment | |
| RU2704417C1 (en) | Method of development of low-rate and water-flooded wells by deep-well pumping unit | |
| RU2747200C1 (en) | Method of oil reservoir development | |
| RU2741173C1 (en) | Method and system for optimization of operation of water-flooded gas or gas condensate well | |
| RU2455465C1 (en) | Method of oil production from well | |
| RU2019136285A (en) | METHOD FOR OPERATING GAS WELLS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160523 |