RU2457320C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2457320C1 RU2457320C1 RU2011111755/03A RU2011111755A RU2457320C1 RU 2457320 C1 RU2457320 C1 RU 2457320C1 RU 2011111755/03 A RU2011111755/03 A RU 2011111755/03A RU 2011111755 A RU2011111755 A RU 2011111755A RU 2457320 C1 RU2457320 C1 RU 2457320C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- fluid
- gas
- mode
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 claims description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного газа в добываемой продукции.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the production of products from a well, in particular oil, with complications associated with an increased gas factor - a high content of associated gas in the produced products.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск бесштангового насоса - глубинного центробежного насоса на колонне насосно-компрессорных труб и откачку продукции скважины по упомянутым трубам (RU 2380521, 27.01.2010).There is a known method of operating a well, including the descent of a rodless pump — a deep centrifugal pump on a tubing string and pumping well products through said pipes (RU 2380521, January 27, 2010).
Недостатком известного способа является то, что энергия попутного газа не используется и оказывает вредное влияние на работу глубинного насоса. Накапливающийся в кольцевом пространстве скважины попутный газ под избыточным давлением периодически стравливают через перепускной клапан на устьевой арматуре в выкидную линию скважины.The disadvantage of this method is that the associated gas energy is not used and has a harmful effect on the operation of the downhole pump. Associated gas accumulated in the annular space of the well under excessive pressure is periodically vented through the bypass valve on the wellhead valve into the flow line of the well.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным клапаном над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса, временную остановку насоса при нарушении стабильного режима эксплуатации, продувку колонны труб и устьевой арматуры попутным газом для устранения жидкости из колонны труб с явно выраженными тиксотропными свойствами и пробками разной природы, нарушающими стабильный режим эксплуатации скважины, возобновление эксплуатации скважины бесштанговым насосом с обеспечением необходимого режима эксплуатации (SU 1599526, 15.10.1990).There is a known method of operating a well, including lowering a column of lifting pipes with a rodless pump in the lower part and a bypass valve above the pump, selecting reservoir fluid using a rodless pump, temporarily stopping the pump if the operating mode is not stable, blowing off the pipe string and wellhead valves with associated gas to eliminate fluids from a pipe string with pronounced thixotropic properties and plugs of various nature that violate the stable mode of operation of the well, the resumption of operation ation rodless well pump with the required mode of operation (SU 1599526, 15.10.1990).
Недостатком известного способа является частичное использование энергии попутного газа и потому неоправданный перерасход электрической энергии, обусловленный использованием насосного режима эксплуатации в качестве основного.The disadvantage of this method is the partial use of energy associated gas and therefore unjustified overspending of electrical energy due to the use of the pump operation mode as the main one.
Задачей изобретения является использование энергии попутного газа при эксплуатации скважины в возможно большей степени.The objective of the invention is to use the energy of associated gas during the operation of the well as much as possible.
Однако в большинстве случаев после глушения скважины жидкостью глушения, например, на период проведения капитального ремонта скважины использование попутного газа связано с повышенными трудностями освоения - вывода скважины на стабильный режим эксплуатации. Традиционный вариант эксплуатации с ориентацией на попутный газ требует использования ряда пусковых газлифтных клапанов. Однако газлифтные системы пуска эффективны только при использовании стабилизированного по давлению источника газа, каковым попутный газ в течение определенного времени не является. Поэтому на время пуска при традиционном решении предполагается использование стабилизированного по давлению источника газа - компрессорного агрегата высокого давления - дорогостоящего оборудования с дорогим обслуживанием, особенно в зимнее время года. Все это опять не способствует оптимальным затратам энергии, времени и прочих сопутствующих средств при эксплуатации скважины.However, in most cases, after a well is plugged with a kill fluid, for example, for the period of a well overhaul, the use of associated gas is associated with increased development difficulties — bringing the well to a stable operating mode. A traditional associated gas operation option requires the use of a number of start-up gas lift valves. However, gas lift start-up systems are effective only when using a pressure-stabilized gas source, which is not associated gas for a certain time. Therefore, at the start-up time with the traditional solution, it is supposed to use a pressure-stabilized gas source - a high-pressure compressor unit - expensive equipment with expensive maintenance, especially in the winter season. All this again does not contribute to the optimal expenditure of energy, time and other related means during the operation of the well.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа при одновременном повышении коэффициента извлечения полезной продукции со снижением ее обводнения.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the operation of the well due to a more complete use of the energy of associated gas while increasing the recovery rate of useful products with a decrease in its watering.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ эксплуатации скважины включает спуск колонны подъемных труб с бесштанговым насосом в нижней части и перепускным узлом ввода газа в колонну подъемных труб, установленным на расчетной глубине над упомянутым насосом, отбор пластового флюида с помощью бесштангового насоса с накоплением попутного газа в кольцевом пространстве скважины до избыточного давления, обеспечивающего возможность оттеснения жидкости из кольцевого пространства скважины в колонну подъемных труб через перепускной узел, отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе бесштангового насоса и естественного газлифта до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта, циклический режим работы скважины до снижения обводнения пластового флюида и стабилизации обводнения, отключение бесштангового насоса и перевод скважины в основной режим - режим газлифтной эксплуатации скважины с использованием попутного газа (собственного для данной скважины пластового газа), осуществление газлифтной эксплуатации до естественного увеличения обводнения (не выше заданной величины) пластового флюида, последующее повторение операций с отбором пластового флюида с помощью бесштангового насоса.The required technical result is achieved by the fact that the method of operating the well includes lowering the column of lifting pipes with a rodless pump at the bottom and a bypass gas inlet node to the column of lifting pipes installed at a design depth above the pump, sampling the formation fluid using a rodless pump with accumulation of associated gas in the annular space of the well to excess pressure, allowing fluid to be displaced from the annular space of the well into the column of lifting pipes through the production unit, the selection of formation fluid in the forced mode - with the simultaneous operation of a rodless pump and natural gas lift to ensure a predetermined depression and cleaning of the bottom-hole zone of the formation, a cyclic mode of well operation to reduce water cut of the formation fluid and stabilization of watering, shutting off the rodless pump and putting the well into main mode - gas-lift operation mode of a well using associated gas (in-house produced gas for a given well), gas-lift operation and to increase the natural irrigation (not higher than a predetermined value) of the formation fluid, repeating steps subsequent to the selection of formation fluid via rodless pump.
Кроме того, в качестве бесштангового насоса применяют центробежный или винтовой, или мембранный, или любой другой насос с электроприводом;In addition, as a rodless pump, a centrifugal or screw, or diaphragm, or any other electric pump is used;
в качестве перепускного узла применяют дифференциальный узел ввода газа в колонну подъемных труб (для обеспечения периодической - непрерывно-дискретной работы естественного газлифта в частном случае);as a bypass unit, a differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes is used (to ensure periodic — continuously-discrete operation of the natural gas lift in a particular case);
циклический режим работы скважины задают изменением производительности отбора пластового флюида и/или периодическими остановками в отборе этого флюида;the cyclic mode of operation of the well is set by changing the productivity of the selection of formation fluid and / or periodic stops in the selection of this fluid;
продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различной, в том числе в отношении к работе дифференциального узла ввода газа в колонну подъемных труб (принимают широкий диапазон настроек упомянутого дифференциального узла);the duration of the stops in the selection of formation fluid is different, including with respect to the operation of the differential unit for introducing gas into the column of lifting pipes (a wide range of settings for the said differential unit is adopted);
в случае осуществления операции глушения в процессе эксплуатации скважины очистку прискважинной зоны пласта осуществляют до удаления следов жидкости глушения.in the case of the operation of killing during the operation of the well, the cleaning of the borehole zone of the formation is carried out before removing traces of the fluid of killing.
Сущность изобретения заключается в том, что при эксплуатации скважины используют бесштанговый насос и естественный газлифт (газлифт на попутном газе). Бесштанговый насос в основном используют в качестве средства для пуска скважины после технологических остановок, связанных с капитальным или подземным ремонтом скважины, выводом ее на режим стабильной работы газлифта. С помощью бесштангового насоса и естественного газлифта обеспечивают кратковременный форсированный режим работы скважины для очистки призабойной зоны продуктивного пласта - далее пласта. После этого с помощью бесштангового насоса и/или естественного газлифта обеспечивают нестационарный - циклический режим работы скважины для включения в дренирование пласта по всей его толщине и снижения при этом обводнения добываемой продукции скважины. Затем отключают бесштанговый насос и переходят на основной режим эксплуатации скважины - режим газлифтной эксплуатации. Его осуществляют до того времени, пока скважина не начнет, например, «глохнуть» от накапливающейся со временем воды. В этом случае скважину переключают на другой режим эксплуатации - включают в работу бесштанговый насос без глушения скважины. Через некоторое время скважину переключают опять на основной режим - режим газлифтной эксплуатации. При этом необходимость повторения форсированного и циклического режимов работы скважины устанавливают по фактическим данным работы скважины. В качестве возможного варианта газлифтной эксплуатации скважины может быть принят вариант газлифтной эксплуатации в периодическом режиме (непрерывно-дискретная газлифтная эксплуатация).The essence of the invention lies in the fact that when operating a well, a rodless pump and natural gas lift (associated gas gas lift) are used. A rodless pump is mainly used as a means for starting a well after technological shutdowns associated with a major or underground well repair and putting it into stable operation of a gas lift. With the help of a rodless pump and a natural gas lift, a short-term forced mode of well operation is provided to clean the bottom-hole zone of the productive formation - further the formation. After that, using a rodless pump and / or natural gas lift, a non-stationary - cyclic mode of operation of the well is provided to be included in the drainage of the formation throughout its thickness and to reduce the water content of the produced well products. Then turn off the rodless pump and switch to the main mode of operation of the well - gas lift operation. It is carried out until the well begins, for example, to “stall” from water accumulating over time. In this case, the well is switched to a different operating mode — a rodless pump is switched on without killing the well. After some time, the well is switched back to the main mode - the gas-lift operation mode. In this case, the need to repeat the forced and cyclic modes of operation of the well is established according to the actual data of the well. As a possible variant of gas-lift operation of a well, a variant of gas-lift operation in a periodic mode (continuous-discrete gas-lift operation) can be adopted.
Такое решение обеспечивает возможность оптимальной работы скважины практически на собственном энергетическом ресурсе - на попутном газе в малой зависимости от внешних условий. Небольшую энергетическую подпитку используют лишь на подготовительных этапах - для пуска или перезапуска скважины, или на настройку скважины на оптимальный режим при ее отклонениях от него в процессе эксплуатации. Возможность изобретения по настройке скважины на оптимальный режим ее работы обеспечивают циклическим режимом работы скважины, т.е., например, изменением производительности во времени, давления отбора продукции, периодического отключения и пр. Циклический режим обеспечивает необходимый перепад давления между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами пласта и существенно увеличивает массообмен между ними.Such a solution provides the opportunity for optimal well operation practically on its own energy resource - associated gas in low dependence on external conditions. A small energy feed is used only at the preparatory stages - to start or restart the well, or to adjust the well to the optimal mode when it deviates from it during operation. The ability of the invention to adjust the well to its optimal mode of operation is ensured by a cyclic mode of well operation, i.e., for example, a change in productivity over time, production pressure, periodic shutdown, etc. The cyclic mode provides the necessary pressure difference between low-permeability and high-permeability zones of the formation and significantly increases mass transfer between them.
В обводненных продуктивных пластах, например, с нефтью в виде разрозненных дислокации такой режим воздействия обеспечивает подключение процессов гидродинамических воздействий к низкопроницаемым нефтенасыщенным зонам, капиллярных и/или гравитационно-капилярных процессов, а также и механизма снижения вязкости продукции скважины, например нефти, от ее непрерывного движения под действием постоянно действующих градиентов давлений. Неоднородная фильтрующая среда по высоте пласта при таких состояниях становится более однородной по характеру фильтрации, а менее вязкая продукции скважины наиболее благоприятно извлекается газлифтом. Эффекты гидродинамического воздействия проявляются в большей степени, если воздействия (переменные давления и состояния скважины) имеют достаточно высокую степень нестационарности. Именно нестационарность не позволяет развиваться привычным каналам фильтрации и росту обводнения продукции скважины по этим каналам.In irrigated productive formations, for example, with oil in the form of disparate dislocations, such an exposure mode ensures the connection of hydrodynamic processes to low-permeability oil-saturated zones, capillary and / or gravity-capillary processes, as well as a mechanism for reducing the viscosity of well production, for example oil, from its continuous movements under the action of constantly operating pressure gradients. An inhomogeneous filter medium along the height of the reservoir under such conditions becomes more uniform in the nature of the filtration, and less viscous well production is most favorably removed by gas lift. The effects of hydrodynamic effects are manifested to a greater extent, if the effects (variable pressure and well conditions) have a sufficiently high degree of non-stationarity. It is the non-stationarity that does not allow the development of familiar filtration channels and the growth of water cut in well products through these channels.
Бесштанговый насос, а именно центробежный или винтовой, или мембранный, или другой насос с электроприводом, применяют потому, что он обеспечивает более широкую (гибкую) возможность управления режимом его работы, особенно в паре с газлифтом, чем, например, штанговый насос.A rodless pump, namely a centrifugal or screw, or diaphragm, or other electric pump, is used because it provides a wider (flexible) ability to control its operation, especially when paired with a gas lift, than, for example, a rod pump.
В качестве перепускного узла, обеспечивающего периодический режим работы скважины, может быть применен узел (клапан), выполненный, например, в виде подвижного сопла для сообщения его входа с кольцевым пространством скважины и подпружиненного плунжера с запорным наконечником, внутри которого размещен дифференциальный механизм управления, обеспечивающий возможность периодического режима работы скважины (см., например, RU 2239696, 10.11.2004).As a bypass unit providing a periodic mode of operation of the well, a unit (valve) can be used, made, for example, in the form of a movable nozzle for communicating its entrance with the annular space of the well and a spring-loaded plunger with a locking tip, inside of which there is a differential control mechanism that provides the possibility of periodic operation of the well (see, for example, RU 2239696, 10.11.2004).
Периодический режим работы газлифта при определенных условиях (определяется индивидуально для каждого случая) может быть более предпочтительным, чем непрерывный режим работы газлифта. Точно также в иных случаях более предпочтительным может быть принят вариант, обеспечивающий непрерывный режим работы газлифта. Для этого случая в качестве перепускного узла может быть принят узел в виде, например, сопел высокого и низкого давлений, между которыми размещена втулка с калиброванным осевым отверстием, а также заглушка, что обеспечивает возможность изменения объема добываемой продукции в сторону увеличения или уменьшения (см., например, RU 7916 U1, 10.01.2009). Вышеприведенные перепускные узлы приведены в качестве примеров для доказательства возможности осуществления способа с помощью известных средств.Periodic operation of a gas lift under certain conditions (determined individually for each case) may be more preferable than a continuous operation of a gas lift. Likewise, in other cases, a variant providing continuous operation of the gas lift may be more preferable. For this case, a node in the form of, for example, high and low pressure nozzles, between which a sleeve with a calibrated axial bore is located, as well as a plug, can be adopted as a bypass unit, which makes it possible to change the volume of produced products in the direction of increase or decrease (see , for example, RU 7916 U1, 01/10/2009). The above bypass nodes are given as examples to prove the feasibility of the method using known means.
Данный способ не ограничивает возможность применения других перепускных узлов для обеспечения работы естественного газлифта в дискретном или непрерывном режиме.This method does not limit the possibility of using other bypass nodes to ensure the operation of natural gas lift in discrete or continuous mode.
Изменение производительности отбора пластового флюида и/или использование периодических остановок в отборе этого флюида, а также то, что продолжительность остановок в отборе пластового флюида принимают различной (от цикла к циклу), повышают степень нестационарности работы скважины и в еще большей степени повышают эффективность способа в части обеспечения или ускорения выхода скважины на режим с уменьшением обводнения добываемой продукции.Changes in the productivity of reservoir fluid selection and / or the use of periodic stops in the selection of this fluid, as well as the fact that the duration of stops in the selection of reservoir fluid is different (from cycle to cycle), increase the degree of unsteadiness of the well and to even more increase the efficiency of the method in part of the provision or acceleration of the well’s output to the regime with a decrease in watering of the produced products.
Режим работы при непрерывно-дискретном газлифте осуществляют за счет изменения режимов работы бесштангового насоса и/или естественного газлифта. При этом могут быть периодически отключены бесштанговый насос и/или естественный газлифт. Последний, как вариант, может быть отключен с помощью средств канатной техники, спускаемых с устья под давлением без глушения скважины.The operation mode with a continuously-discrete gas lift is carried out by changing the operating modes of the rodless pump and / or natural gas lift. In this case, a rodless pump and / or natural gas lift can be periodically shut off. The latter, as an option, can be turned off by means of cable technology, lowered from the wellhead under pressure without killing the well.
Вместе с тем периодичность работы естественного газлифта, как вариант, может быть использована в общей схеме организации циклического режима работы скважины, например, в чередовании с остановками бесштангового насоса. При этом порядок организации циклического режима, от цикла к циклу, предпочтительно осуществлять по разному - возможно даже по случайному закону.At the same time, the frequency of natural gas lift operation, as an option, can be used in the general scheme for organizing the cyclic mode of a well’s operation, for example, alternating with stops of a rodless pump. Moreover, the order of organization of the cyclic mode, from cycle to cycle, is preferably carried out in different ways - possibly even according to a random law.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В скважину, например нефтяную, осуществляют спуск колонны подъемных труб, например насосно-компрессорных труб (НКТ), выполняющих функцию лифтовых, с бесштанговым насосом в нижней части, например электроцентробежным. Выше электроцентробежного насоса на расчетной глубине устанавливают перепускной узел для обеспечения гидрогазодинамической связи кольцевого пространства скважины с колонной НКТ. В качестве перепускного узла используют, например, узел (клапан), выполненный в соответствии с вышеупомянутым патентом RU 2239696 или узел в соответствии с патентом RU 7916 U1 для обеспечения возможности ввода флюида из кольцевого пространства скважины в колонну НКТ. Запускают электроцентробежный насос. С выходом скважины на постоянный режим к приему электроцентробежного насоса из пласта вместе с нефтью поступает попутный газ. Часть объема газа в результате естественной сепарации у приема электроцентробежного насоса выделяется из нефти и накапливается в полости над уровнем жидкости в кольцевом пространстве скважины (в пространстве между обсадной колонной скважины и колонной НКТ). По мере его накопления в кольцевом пространстве повышается давление. Под действием этого давления уровень жидкости оттесняется до перепускного узла. Происходит прорыв газа через перепускной узел. Затем в процессе работы насоса устанавливается монотонная подача газа под избыточным давлением через перепускной узел из кольцевого пространства в поток нефти (как правило обводненной) внутри НКТ. После установления избыточного давления скважина начинает функционировать в установившемся режиме. Избыточное давление обеспечивает необходимый перепад давлений между давлением в кольцевом пространстве и давлением в НКТ на уровне (глубине) установки перепускного узла. Обеспечение стабильной подачи газа в колонну НКТ через перепускной узел приводит к дополнительному газированию потока нефти и тем самым уменьшению ее плотности по всей длине колонны НКТ. Пузырьки газа, попадая через перепускной узел в поток нефти, расширяются в объеме потока и сообщают ему дополнительную энергию. При этом повышается скорость подъема газожидкостного потока вверх. Дополнительное сообщение энергии попутного газа потоку нефти от электроцентробежного насоса способствует повышению скорости подъема нефти в НКТ. При необходимости увеличивают производительность электроцентробежного насоса и осуществляют отбор пластового флюида в форсированном режиме - при одновременной работе электроцентробежного насоса и естественного газлифта. Это продолжают до обеспечения заданной депрессии и очистки призабойной зоны пласта. Если запуск скважины осуществляют после капитального или подземного ремонта скважины, то очистку призабойной зоны пласта завершают по факту окончания выноса следов жидкости глушения на устье скважины. Устанавливают степень обводнения добываемой нефти по отбираемым пробам на устье скважины. При не допустимых величинах обводнения, например, выше 80% переходят на циклический режим работы скважины. Для этого, например, изменяют производительность электроцентробежного насоса - вначале ее увеличивают, затем уменьшают, снова увеличивают и потом электроцентробежный насос останавливают.A casing of lifting pipes, for example tubing, performing the function of lift pipes, with a rodless pump in the lower part, for example, an electric centrifugal pump, is lowered into a well, for example, an oil one. Above the electric centrifugal pump, at the calculated depth, a bypass assembly is installed to provide hydro-gas-dynamic communication of the annular space of the well with the tubing string. As a bypass node, for example, a node (valve) made in accordance with the aforementioned patent RU 2239696 or a node in accordance with patent RU 7916 U1 is used to enable fluid from the annular space of the well to enter the tubing string. Start the electric centrifugal pump. When the well is in constant operation, associated gas flows from the reservoir to receive the electric centrifugal pump from the reservoir. Part of the gas volume as a result of natural separation at the reception of the electric centrifugal pump is released from oil and accumulates in the cavity above the liquid level in the annular space of the well (in the space between the casing of the well and the tubing string). As it accumulates in the annular space, the pressure rises. Under the influence of this pressure, the liquid level is pushed to the bypass assembly. A gas breakthrough occurs through the bypass assembly. Then, during the operation of the pump, a monotonous gas supply is established under excess pressure through the bypass assembly from the annular space into the oil flow (usually watered) inside the tubing. After the establishment of excess pressure, the well begins to function in steady state. Overpressure provides the necessary pressure difference between the pressure in the annular space and the pressure in the tubing at the level (depth) of the installation of the bypass assembly. Ensuring a stable gas supply to the tubing string through the transfer unit leads to additional aeration of the oil flow and thereby reducing its density along the entire length of the tubing string. Bubbles of gas, falling through the bypass node into the oil stream, expand in the volume of the stream and give it additional energy. This increases the rate of rise of the gas-liquid flow up. Additional communication of associated gas energy to the oil flow from the electric centrifugal pump helps to increase the rate of oil rise in the tubing. If necessary, increase the performance of the electric centrifugal pump and carry out the selection of reservoir fluid in the forced mode - with the simultaneous operation of the electric centrifugal pump and natural gas lift. This is continued until the desired depression and cleaning of the bottomhole formation zone is achieved. If the start of the well is carried out after the overhaul or underground repair of the well, then the bottom-hole zone of the formation is cleaned up upon completion of the removal of traces of the killing fluid at the wellhead. Establish the degree of watering of the produced oil from the samples taken at the wellhead. With not acceptable values of water cut, for example, above 80%, they switch to a cyclic mode of operation of the well. For this, for example, the performance of the electric centrifugal pump is changed - at first it is increased, then it is reduced, it is increased again and then the electric centrifugal pump is stopped.
При этом контролируют обводнение нефти. При отклике обводнения на определенные действия эти действия берут за основу, но с вариациями для создания нестационарного режима в возможно большей степени. При снижении обводнения нефти и ее стабилизации переходят на основной режим эксплуатации - режим естественного газлифта постоянного или периодического действия. При этом обводнение нефти продолжают контролировать. Со временем при эксплуатации скважины до естественного увеличения обводнения пластового флюида операции с запуском электроцентробежного насоса повторяют.At the same time, oil flooding is controlled. When the watering response to certain actions, these actions are taken as a basis, but with variations to create an unsteady regime to the greatest extent possible. With a decrease in oil flooding and its stabilization, they switch to the main mode of operation - the natural gas lift mode of constant or periodic action. At the same time, water flooding continues to be controlled. Over time, during the operation of the well until a natural increase in the water cut of the formation fluid, operations with the start of the electric centrifugal pump are repeated.
Claims (6)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011111755/03A RU2457320C1 (en) | 2011-03-29 | 2011-03-29 | Well operation method |
| PCT/RU2011/000283 WO2012134327A1 (en) | 2011-03-29 | 2011-04-29 | Well operating method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011111755/03A RU2457320C1 (en) | 2011-03-29 | 2011-03-29 | Well operation method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2457320C1 true RU2457320C1 (en) | 2012-07-27 |
Family
ID=46850738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011111755/03A RU2457320C1 (en) | 2011-03-29 | 2011-03-29 | Well operation method |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2457320C1 (en) |
| WO (1) | WO2012134327A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA029770B1 (en) * | 2015-10-05 | 2018-05-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1599526A1 (en) * | 1987-04-27 | 1990-10-15 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of operating deep-well oil-producing pump |
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2068492C1 (en) * | 1992-04-03 | 1996-10-27 | Леонов Василий Александрович | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
| RU2078910C1 (en) * | 1995-05-11 | 1997-05-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Method of oil recovery |
| RU2295631C1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-03-20 | Александр Николаевич Дроздов | Immersed pump-ejector system for extracting oil |
| RU79615U1 (en) * | 2008-07-24 | 2009-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM FOR OIL PRODUCTION WITH A HIGH GAS FACTOR (OPTIONS) |
| RU2344274C1 (en) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) |
| RU2394978C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Procedure for completion and operation of well |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2202034C2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-10 | ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" | Procedure bringing well to optimum condition after repair |
| DE602007002702D1 (en) * | 2006-04-07 | 2009-11-19 | Shell Int Research | PROCESS FOR OPTIMIZING THE PRODUCTION OF A BORE ROLLING GROUP |
-
2011
- 2011-03-29 RU RU2011111755/03A patent/RU2457320C1/en not_active IP Right Cessation
- 2011-04-29 WO PCT/RU2011/000283 patent/WO2012134327A1/en active Application Filing
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1599526A1 (en) * | 1987-04-27 | 1990-10-15 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of operating deep-well oil-producing pump |
| RU2068492C1 (en) * | 1992-04-03 | 1996-10-27 | Леонов Василий Александрович | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2078910C1 (en) * | 1995-05-11 | 1997-05-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Method of oil recovery |
| RU2295631C1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-03-20 | Александр Николаевич Дроздов | Immersed pump-ejector system for extracting oil |
| RU2344274C1 (en) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) |
| RU79615U1 (en) * | 2008-07-24 | 2009-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM FOR OIL PRODUCTION WITH A HIGH GAS FACTOR (OPTIONS) |
| RU2394978C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Procedure for completion and operation of well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA029770B1 (en) * | 2015-10-05 | 2018-05-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012134327A1 (en) | 2012-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110924906B (en) | Gas lift well liquid discharge simulation test device | |
| RU2421605C1 (en) | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive | |
| RU2620665C2 (en) | System and method for advanced fluid extraction from gas wells | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2484239C2 (en) | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation | |
| RU2008137702A (en) | METHOD FOR OPERATING HARIPOV'S WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2457320C1 (en) | Well operation method | |
| US10221663B2 (en) | Wireline-deployed positive displacement pump for wells | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
| US20220275713A1 (en) | Systems and methods for managing skin within a subterranean wellbore | |
| CN112627785B (en) | Low-frequency variable-pressure oil reservoir exploitation method, device and system for residual oil in pores | |
| RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
| RU2679779C1 (en) | Method of cleaning the filtration zone of a horizontal well with abnormally low last pressure | |
| RU2579029C1 (en) | Method of oil field development with regard to restoration of formation background temperature | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2285787C1 (en) | Depleted gas pool development method | |
| EA201290503A1 (en) | SYSTEM, METHOD AND CONFIGURATION FOR MAINTENANCE AND OPERATION OF BOTTLES | |
| RU2471975C2 (en) | Oil producing well development and operation method | |
| EA201501090A1 (en) | METHOD OF OIL PRODUCTION |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130330 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140527 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150330 |