RU2484239C2 - Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation - Google Patents
Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2484239C2 RU2484239C2 RU2011135867/03A RU2011135867A RU2484239C2 RU 2484239 C2 RU2484239 C2 RU 2484239C2 RU 2011135867/03 A RU2011135867/03 A RU 2011135867/03A RU 2011135867 A RU2011135867 A RU 2011135867A RU 2484239 C2 RU2484239 C2 RU 2484239C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- tubing
- working chamber
- well
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drying Of Gases (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для обеспечения процесса эксплуатации обводненных газовых скважин. Способ включает: перфорацию технологических отверстий ниже текущего ГВК; спуск дополнительной колонны НКТ меньшего диаметра, на которой смонтирован комплекс забойного оборудования, которое состоит из пакера, фиксируемого ниже эксплуатационного интервала, предназначенного для разобщения пространства ствола скважины, заполненного газом, и пространства, заполненного водой; устройства, состоящего из рабочей камеры для накопления конденсирующейся на забое жидкости, обратного клапана, препятствующего проникновению жидкости из подпакерного пространства внутрь НКТ, перепускного клапана, расположенного выше пакера и обеспечивающего циркуляцию флюида между внутренним пространством НКТ и внутренним пространством эксплуатационной колонны; осуществление подачи газа высокого давления в НКТ малого диаметра посредством устанавливаемого на дневной поверхности компрессора и продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала. Отбор газа может осуществляться из трубного пространства основного НКТ. Использование альтернативного источника газа высокого давления, например скважины-донора, эксплуатирующей другой объект с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм, возможно значительное снижение затрат на компремирование или полный отказ от установки компрессора.The invention relates to the gas industry and can be used to ensure the operation of waterlogged gas wells. The method includes: perforation of technological holes below the current GVK; launching an additional tubing string of a smaller diameter, on which a complex of downhole equipment is mounted, which consists of a packer fixed below the operational interval, designed to separate the space of the wellbore filled with gas and the space filled with water; a device consisting of a working chamber for accumulating liquid condensing at the bottom, a non-return valve preventing the penetration of liquid from the under-packer space into the tubing, a bypass valve located above the packer and providing fluid circulation between the inner space of the tubing and the interior of the production string; the supply of high pressure gas to the tubing of small diameter by means of a compressor installed on the surface of the day and the gas pushing overpressure condensing at the bottom and accumulating in the working chamber of the liquid into the water-saturated interval located below the operational production interval. Gas can be taken from the pipe space of the main tubing. The use of an alternative source of high-pressure gas, for example, a donor well operating another object with wellhead pressure higher than hydrostatic pressure at an absolute hypsometric mark corresponding to the location of the technological holes of the receiving well, by more than 10 atm, can significantly reduce the cost of compression or completely abandon compressor installation.
Известен пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин [патент РФ №2047641 C1, 10.11.1995].Known foaming composition for removing liquid from gas wells [RF patent No. 2047641 C1, 11/10/1995].
Недостатком состава является увеличение потерь давления в скважине и системе газосбора за счет образования пены, ухудшение качества подготовки газа, низкая эффективность состава при наличии водопритока в ствол скважины.The disadvantage of the composition is the increase in pressure loss in the well and the gas collection system due to the formation of foam, deterioration in the quality of gas preparation, low efficiency of the composition in the presence of water inflow into the wellbore.
Известен способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов [патент РФ №2017941 C1, 15.08.1994], включающий добычу газа и периодическое удаление жидкости с забоя скважины добываемым газом. Жидкость с забоя скважины удаляют путем продувки шлейфов через газовый эжектор, при этом каждую скважину периодически подключают к камере смешения эжектора, на вход которого подают высоконапорный газ с дожимной компрессорной станции, а смешанный поток направляют на вход дожимной компрессорной станции, причем период продувки каждой скважины определяют по стабилизации температуры в ней.A known method of removing fluid from gas wells and loops [RF patent No. 20177941 C1, 08/15/1994], including gas production and periodic removal of fluid from the bottom of the well produced gas. The liquid from the bottom of the well is removed by blowing loops through a gas ejector, and each well is periodically connected to the mixing chamber of the ejector, the inlet of which is fed with high-pressure gas from the booster compressor station, and the mixed stream is directed to the inlet of the booster compressor station, and the purge period of each well is determined to stabilize the temperature in it.
Существенным недостатком способа является низкая эффективность, т.к. снижение давления на устье скважины на 3-4 атмосферы недостаточно для очистки забоя.A significant disadvantage of this method is the low efficiency, because a decrease in pressure at the wellhead by 3-4 atmospheres is not enough to clean the bottom.
Известен скважинный самоуправляемый газогидродинамический излучатель-диспергатор [патент РФ №2060364 C1, 20.05.1996], содержащий размещенные в корпусе нижний диспергирующий элемент, выполненный в виде конфузора и установленный подвижно относительно верхнего диспергирующего элемента, выполненного в виде диффузора и установленного неподвижно или подвижно относительно корпуса, вихревую тороидальную камеру, образованную направленными друг к другу вершинами усеченных конусов и соосно расположенных центральных проходных каналов конфузора и диффузора, и сообщенную с центральным проходным каналом, установленную на входе нижнего диспергирующего элемента втулку-сепаратор с центральным проходным каналом, выполненным в виде расширяющего в сторону входа нижнего диспергирующего элемента усеченного конуса с винтообразными пазами и равномерно расположенными по длине последних сквозными радиальными отверстиями, образующую с корпусом камеру, гидравлически сообщенную с вихревой тороидальной камерой возвратную пружину, установленную между нижним и верхним диспергирующими элементами, и возвратную пружину, установленную между корпусом и верхним диспергирующим элементом при установке последнего подвижно, нижний диспергирующий элемент оборудован со стороны втулки-сепаратора радиально расположенным у его боковой поверхности упором, выполненным в виде вертикального стержня с закругленным снизу концом, втулка-сепаратор имеет со стороны нижнего диспергирующего элемента втулку в виде усеченного в верхней части под углом к продольной оси полого цилиндра, имеющую в продольном сечении вид наклонной плоскости с верхней и нижней горизонтальными площадками для перемещения по ее усеченной поверхности упора, а центральный проходной канал нижнего диспергирующего элемента выполнен с винтообразными пазами.Known borehole self-governing gas-hydrodynamic emitter-disperser [RF patent No. 2060364 C1, 05/20/1996], comprising a lower dispersing element located in the housing, made in the form of a confuser and mounted movably relative to the upper dispersing element, made in the form of a diffuser and mounted motionless or movably relative to the housing , a vortex toroidal chamber formed by vertices of truncated cones and coaxially located central passage channels of the confuser and fusor, and connected to the Central passage channel, installed at the inlet of the lower dispersing element, a separator sleeve with a Central passage channel, made in the form of a truncated cone extending towards the entrance of the lower dispersing element with helical grooves and uniformly extending through the last radial holes, forming with housing the chamber, hydraulically in communication with the vortex toroidal chamber return spring installed between the lower and upper dispersing element mi, and a return spring installed between the housing and the upper dispersing element when the latter is installed movably, the lower dispersing element is equipped on the side of the separator sleeve with a stop radially arranged at its side, made in the form of a vertical rod with a bottom rounded from the bottom, the separator sleeve has the side of the lower dispersing element, the sleeve in the form of a truncated in the upper part at an angle to the longitudinal axis of the hollow cylinder, having in longitudinal section a view of an inclined plane from the upper and lower horizontal platforms for moving along its truncated stop surface, and the central passage channel of the lower dispersing element is made with screw-shaped grooves.
Существенным недостатком диспергатора является снижение эффективности его работы по мере естественного падения пластового давления и увеличения объема поступающей в скважину жидкости, а также увеличение потерь давления в скважине, связанное с работой диспергатора.A significant drawback of the dispersant is a decrease in its efficiency as the reservoir pressure naturally decreases and the volume of fluid entering the well increases, as well as an increase in pressure loss in the well associated with the dispersant.
Известно устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин [патент РФ №2112865 C1, 10.06.1998], содержащее колонну лифтовых труб, в соединительном замке которой установлен полый диспергатор, состоящий из сопла, имеющего спрямляющее устройство на входе и окончание с пилообразным периметром на выходе, образующий со стенкой лифтовой трубы глухую полость, отличающееся тем, что над соплом имеется смесительный патрубок, образующий коаксиальные кольцевые полости со стенкой лифтовой трубы и соплом, при этом на цилиндрической части сопла имеется перфорация для отсоса жидкости из глухой полости.A device for removing liquid from the bottom of gas wells [RF patent No. 2112865 C1, 10.06.1998], containing a column of elevator pipes, in the connecting lock of which a hollow disperser is installed, consisting of a nozzle having a straightening device at the inlet and an end with a sawtooth perimeter at the outlet forming a blind cavity with the wall of the elevator pipe, characterized in that there is a mixing nozzle above the nozzle, forming coaxial annular cavities with the elevator tube wall and the nozzle, while on the cylindrical part of the nozzle there is a Perforation for suction of fluid from a deaf cavity.
Устройство имеет те же недостатки.The device has the same disadvantages.
Известно устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин [патент РФ №2112866 C1, 10.06.1998], содержащее колонну лифтовых труб, в которых равномерно расположены вихревые насадки, отличающееся тем, что на внутренней поверхности полости насадка закреплены шнековые лопасти с увеличивающимся углом наклона, а сам вихревой насадок имеет высоту Н, внутренний диаметр D и диаметр сквозного просвета d, находящиеся в геометрической пропорции H:D:d=3:1,5:1.A device is known for removing liquid from the bottom of gas wells [RF patent No. 2112866 C1, 06/10/1998], containing a column of elevator pipes in which vortex nozzles are evenly arranged, characterized in that screw blades with an increasing angle of inclination are fixed on the inner surface of the nozzle cavity, and the vortex nozzle itself has a height H, an inner diameter D and a through lumen diameter d, which are in geometric proportions H: D: d = 3: 1,5: 1.
Устройство имеет те же недостатки.The device has the same disadvantages.
Известен способ удаления жидкости из газоконденсатной скважины и установка для его осуществления [патент РФ №2114284 C1, 27.06.1998], включающий оборудование ее колонной насосно-компрессорных труб с камерой замещения, подачу газа в межтрубное пространство и камеру замещения, разрежение призабойной зоны и последующее лифтирование скважинной жидкости с вытеснением ее на поверхность, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб дополнительно оборудуют камерой накопления, а при подаче газа в межтрубное пространство и камеру замещения его одновременно подают в камеру накопления и создают период накопления скважинной жидкости и период ее вытеснения, при этом в период накопления газ подают с меньшим давлением, чем в период вытеснения, а разрежение призабойной зоны и лифтирование скважинной жидкости осуществляют циклами в камере накопления, где дополнительно осуществляют цикл диспергирования скважинной жидкости. Подачу газа в межтрубное пространство осуществляют с расходом, который уменьшают пропорционально росту продуктивности скважины по газу.A known method of removing liquid from a gas condensate well and installation for its implementation [RF patent No. 2114284 C1, 06.27.1998], including equipping it with a tubing string with a replacement chamber, supplying gas to the annular space and the replacement chamber, rarefaction of the bottom hole and subsequent lifting of the well fluid with its displacement to the surface, characterized in that the tubing string is additionally equipped with an accumulation chamber, and when gas is supplied to the annulus and the replacement chamber it is simultaneously fed into the accumulation chamber and a period of accumulation of the borehole fluid and the period of its displacement are created, while during the accumulation period the gas is supplied with lower pressure than during the displacement period, and the rarefaction of the bottom-hole zone and the borehole fluid are lifted by cycles in the accumulation chamber well fluid dispersion cycle. Gas is supplied to the annulus with a flow rate that is reduced in proportion to the increase in gas productivity of the well.
Известна установка для удаления жидкости из газоконденсатной скважины [патент РФ №2114284 C1, 27.06.1998], содержащая оборудование устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб с камерой замещения, нижним рабочим клапаном, струйным аппаратом и приемным обратным клапаном, расположенным под нижним рабочим клапаном. Установка снабжена обратным клапаном под камерой замещения и над струйным аппаратом, дополнительным обратным клапаном, расположенным под обратным клапаном и над нижним рабочим клапаном, и пакером, размещенным на колонне насосно-компрессорных труб над струйным аппаратом и выполненным таким образом, что надпакерное межтрубное пространство связано с рабочим соплом струйного аппарата дополнительным каналом для изоляции газа от подпакерного пространства скважины, при этом нижний рабочий клапан выполнен в виде обратного клапана, расположенного в дополнительном канале в пределах его наружного диаметра и имеющего ось, параллельную оси рабочего сопла струйного аппарата. Дополнительно установка может быть снабжена как минимум одной дополнительной камерой замещения с ее обратным и газлифтным клапанами, а обратный клапан нижней камеры замещения расположен между газлифтным клапаном и струйным аппаратом. Дополнительный, обратный клапан установлен выше струйного аппарата на величину, меньшую напора, развиваемого струйным аппаратом.A known installation for removing fluid from a gas condensate well [RF patent No. 2114284 C1, 06.27.1998], containing wellhead equipment, a tubing string with a replacement chamber, a lower operating valve, an inkjet apparatus and a check valve located under the lower operating valve . The installation is equipped with a check valve under the substitution chamber and above the jet apparatus, an additional check valve located under the check valve and above the lower working valve, and a packer located on the tubing string above the jet apparatus and made in such a way that the over-tube annular space is connected with the working nozzle of the jet apparatus with an additional channel for isolating gas from the under-packer space of the well, while the lower working valve is made in the form of a check valve, located It can be found in an additional channel within its outer diameter and having an axis parallel to the axis of the working nozzle of the jet apparatus. Additionally, the installation can be equipped with at least one additional replacement chamber with its check and gas-lift valves, and the check valve of the lower substitution chamber is located between the gas-lift valve and the jet apparatus. An additional non-return valve is installed above the inkjet apparatus by an amount less than the pressure developed by the inkjet apparatus.
Существенным недостатком способа является увеличение потерь давления в скважине за счет наличия в насосно-компресоорных трубах сужающего устройства и обратных клапанов.A significant disadvantage of this method is the increase in pressure loss in the well due to the presence of a narrowing device and check valves in the tubing.
Общим недостатком приведенных способов является увеличение потерь давления в системе газосбора по причине накопления в шлейфах поступающей из скважины жидкости, увеличение объемов подачи ингибитора гидратообразования для предотвращения заморозки и закупорки шлейфов в холодный период, необходимость последующей утилизации добываемой жидкости.A common drawback of the above methods is the increase in pressure loss in the gas collection system due to the accumulation of fluid from the well in the plumes, the increase in the hydrate inhibitor supply volumes to prevent freezing and plugging of the plumes during the cold period, and the need for subsequent disposal of the produced fluid.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому, принятый за прототип, является способ удаления жидкости из скважины с помощью погружного центробежного насоса [Джеймс Ли, Генри Никкенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Перевод с английского. Москва, ООО «Премиум Инжиниринг», стр.290-293].The closest in technical essence to the claimed, adopted as a prototype, is a method of removing fluid from a well using a submersible centrifugal pump [James Lee, Henry Nickens, Michael Wells. Operation of waterlogged gas wells. Technological solutions for the removal of fluid from wells. Translation from English. Moscow, Premium Engineering LLC, pp. 290-293].
Способ заключается в спуске в скважину компоновки забойного оборудования, включающего погружной центробежный насос с электроприводом, посредством которого скапливающаяся на забое жидкость закачивается в водоносный пласт, нижележащий по разрезу. Зоны отбора продукции и нагнетания воды разобщаются пакером.The method consists in lowering downhole layout of downhole equipment, including a submersible electric centrifugal pump, through which fluid accumulating on the bottom is pumped into an aquifer below the section. The zones of product selection and water injection are disconnected by the packer.
Недостатком способа является необходимость подачи в газовую скважину электрического напряжения, что повышает промышленную опасность эксплуатируемого объекта. Кроме того, попадание газа в насос значительно снижает эффективность работы системы.The disadvantage of this method is the need to supply voltage to a gas well, which increases the industrial hazard of the facility in operation. In addition, gas entering the pump significantly reduces the efficiency of the system.
Предлагаемый способ эксплуатации обводненных газовых скважин позволяет устранить указанные недостатки.The proposed method of operating flooded gas wells eliminates these disadvantages.
Указанный технический результат по объекту (способ) достигается тем, что способ эксплуатации обводненных газовых скважин включает осуществление перфорации эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб малого диаметра с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала, состоящей из пакера, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой, рабочей камеры, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; осуществление подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра от установленного на дневной поверхности компрессора или скважины-донора с устьевым давлением выше гидростатического давления на абсолютной гипсометрической отметке, соответствующей расположению технологических отверстий скважины-приемника, более чем на 10 атм; продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также установку на дневной поверхности сепаратора для осушки газа, манометров для контроля устьевого давления основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующих устройств для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму. Кроме того, в насосно-компрессорную трубу малого диаметра устанавливают или механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или койлтюбинговой установки, или газлифтный клапан, ниже которого монтируют посадочное седло, в которое при помощи канатной техники устанавливают пробку, изолирующую нижнюю часть компоновки и позволяющую создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан и обеспечивающее подачу газа в зону скопления механических примесей.The specified technical result for the object (method) is achieved by the fact that the method of operating the water-logged gas wells includes perforating the production string below the level of the current gas-water contact; launching into the well an additional string of small diameter tubing with a layout of downhole equipment lowering below the operating interval, consisting of a packer that serves to separate the internal space of the production string, filled with gas and filled with water, a working chamber designed to accumulate condensing liquid at the bottom of the hole; supplying high-pressure gas to a string of tubing of small diameter from a compressor or a donor well with a wellhead pressure above the hydrostatic pressure at the absolute hypsometric mark corresponding to the location of the technological openings of the receiving well by more than 10 atm; selling gas of excess pressure condensing at the bottom and accumulating in the working chamber of the liquid in a water-saturated interval located below the operational productive interval; as well as the installation on the day surface of the separator for drying gas, manometers for monitoring wellhead pressure of the main and small columns of tubing, shut-off and regulating devices for regulating gas flow through the main and small columns of tubing, a control unit that monitors and controls process according to a given algorithm. In addition, either a mechanical circulation valve controlled by cable technology or a coiled tubing installation, or a gas lift valve, below which a landing seat is mounted, into which a plug isolating the lower part of the assembly is installed using cable technology, is installed in a tubing of small diameter. create excess pressure, opening the gas lift valve and providing gas supply to the zone of accumulation of mechanical impurities.
Технический результат по объекту (устройство) достигается тем, что устройство для удаления жидкости с забоя скважины содержит эксплуатационную колонну, перфорированную ниже уровня текущего газоводяного контакта; спущенные в скважину основную колонну насосно-компрессорных труб и дополнительную колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра с забойным оборудованием, спущенным ниже эксплуатируемого интервала, состоящего из пакера для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и водой; рабочую камеру, предназначенную для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинный фильтр для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру; перепускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства; обратный клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; впускной клапан для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и внутреннего пространства насосно-компрессорных труб малого диаметра; источник подачи газа высокого давления в колонну насосно-компрессорных труб малого диаметра в виде или установленного на дневной поверхности компрессора, или скважины-донора для продавки газом избыточного давления жидкости, накопленной в рабочей камере, в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; установленные на дневной поверхности сепаратор для осушки газа, манометры для контроля устьевого давления основной и малой колонн насосно-компрессорных труб, запорно-регулирующие устройства для регулирования расхода газа по основной и малой колоннам насосно-компрессорных труб, блок управления для контроля и управления процессом согласно заданному алгоритму. Кроме того, для предотвращения попадания газа из рабочей камеры в подпакерную зону в рабочей камере установлен клапан-отсекатель поплавкового типа.The technical result for the object (device) is achieved by the fact that the device for removing fluid from the bottom of the well contains a production string perforated below the level of the current gas-water contact; the main tubing string lowered into the well and an additional small diameter tubing string with downhole equipment lowered below the operating interval, consisting of a packer to separate the interior of the production string filled with gas and water; a working chamber designed to accumulate liquid condensing at the bottom; downhole filter to prevent mechanical impurities from entering the working chamber; a bypass valve for separating the internal space of the working chamber and the annulus; non-return valve for separation of the internal space of the working chamber and sub-packer space; an inlet valve for separating the inner space of the working chamber and the inner space of the tubing of small diameter; a source of supplying high pressure gas to a string of tubing of small diameter in the form of either a compressor installed on the day surface or a donor well for gas to pump the excess pressure of the liquid accumulated in the working chamber into the water-saturated interval located below the operational production interval; a separator for drying gas installed on the day surface, manometers for monitoring the wellhead pressure of the main and small tubing columns, shut-off and regulating devices for regulating the gas flow along the main and small tubing columns, a control unit for monitoring and controlling the process according to the specified the algorithm. In addition, to prevent the ingress of gas from the working chamber into the under-packer zone, a float-type shutoff valve is installed in the working chamber.
Заявляемый способ и устройство поясняется чертежом, где представлена схема устройства для эксплуатации обводненных газовых скважин, цифрами обозначены: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - основная НКТ, 3 - дополнительная колонна НКТ (насосно-компрессорных труб) малого диаметра, 4 - перфорационные отверстия; 5 - эксплуатируемый интервал, 6 - пакер, 7 - рабочая камера, 8 - перепускной клапан, 9 - обратный клапан, 10 - клапан-отсекатель поплавкового типа, 11 - скважинный фильтр, 12 - сепаратор, 13 - компрессор, 14, 15 - запорно-регулирующие устройства, 16 манометры, 17 - циркуляционный/газлифтный клапан, 18 - посадочное седло.The inventive method and device is illustrated in the drawing, which shows a diagram of a device for operating waterlogged gas wells, the numbers indicate: 1 - production string, 2 - main tubing, 3 - additional string of tubing (tubing) of small diameter, 4 - perforations; 5 - operating interval, 6 - packer, 7 - working chamber, 8 - bypass valve, 9 - check valve, 10 - float-type shutoff valve, 11 - downhole filter, 12 - separator, 13 - compressor, 14, 15 - shut-off -regulating devices, 16 manometers, 17 - circulation / gas-lift valve, 18 - landing seat.
Заявляемый способ включает (см. фиг.): перфорацию в эксплуатационной колонне 1 ниже уровня текущего ГВК (газоводяного контакта); спуск в скважину дополнительной колонны НКТ малого диаметра 3 с компоновкой забойного оборудования, спускаемого ниже эксплуатируемого интервала 5, состоящей из пакера 6, служащего для разобщения внутреннего пространства эксплуатационной колонны, заполненного газом и заполненного водой; устройства, состоящего из рабочей камеры 7, предназначенной для накопления конденсирующейся на забое жидкости; скважинного фильтра 11 для предотвращения попадания механических примесей в рабочую камеру, перепускного клапана 8 для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и затрубного пространства (внутреннего пространства эксплуатационной колонны); обратного клапана 9 для разобщения внутреннего пространства рабочей камеры и подпакерного пространства; осуществление подачи газа высокого давления в НКТ малого диаметра 3 посредством устанавливаемого на дневной поверхности компрессора 13 и продавку газом избыточного давления конденсирующейся на забое и накапливающейся в рабочей камере 7 жидкости в водонасыщенный интервал, расположенный ниже эксплуатационного продуктивного интервала; а также заявляемый способ включает установку на дневной поверхности манометров 16 для контроля устьевого давления основной и малой НКТ; запорно-регулирующих устройств 14, 15 для регулирования расхода газа по основной и малой НКТ; блока управления, осуществляющего контроль и управление процессом согласно заданному алгоритму.The inventive method includes (see Fig.): Perforation in the production casing 1 below the level of the current GVK (gas-water contact); launch into the well of an additional string of tubing of small diameter 3 with the layout of the downhole equipment, lowered below the operating interval 5, consisting of a
Принцип действия заключается в периодическом вытеснении в водонасыщенный интервал коллектора (подпакерное пространство) жидкости, скапливающейся в рабочей камере, избыточным давлением газа, которое создается компрессорной установкой и передается в рабочую камеру через внутренне пространство НКТ малого диаметра.The principle of operation consists in periodically displacing into the water-saturated interval of the collector (sub-packer space) the liquid that accumulates in the working chamber with excess gas pressure, which is created by the compressor unit and transferred to the working chamber through the internal space of the small diameter tubing.
Рабочий цикл состоит из следующих фазThe work cycle consists of the following phases
1. Фаза накопления. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 открыт. Скважина работает по основной НКТ 2 и НКТ малого диаметра 3. Конденсирующая жидкость скапливается в затрубном пространстве над пакером 6 и через перепускной клапан поступает в рабочую камеру 7. По мере подъема уровня жидкости он достигает перфорационных отверстий 5 и начинает создавать дополнительное гидравлическое сопротивление, снижая дебит газа и/или устьевое давление. При снижении одного из указанных параметров ниже минимального заданного уровня фаза завершается закрытием рабочей задвижки основной НКТ 15.1. The accumulation phase. Check valve 9 is closed. Bypass valve 8 is open. The well operates on the
2. Фаза стабилизации. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 открыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрыта. Происходит отекание жидкости по стенкам основной НКТ 2 на забой. Продолжатся поступление жидкости в рабочую камеру 7. Устьевое давление растет. Уровень жидкости стабилизируется. После стабилизации устьевого давления, производится закрытие рабочей задвижки 14 малой НКТ 3. Одновременно начинается нагнетание газа посредством компрессора 13 в малую НКТ 3. Отрывается рабочая задвижка основной НКТ 2. Давление в основной НКТ 2 резко снижается, в НКТ 3 малого диаметра растет. В результате созданного перепада перепускной клапан 8 закрывается, препятствуя перетоку жидкости из рабочей камеры 7 обратно в затрубное пространство. Фаза завершается.2. The stabilization phase. Check valve 9 is closed. Bypass valve 8 is open. The working valve of the
3. Фаза сжатия. Обратный клапан 9 закрыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрыта, НКТ 3 малого диаметра закрыта. Производится нагнетание газа в НКТ 3 малого диаметра. Давление растет. При достижении перепада давления между полостями малого НКТ 3, расположенными выше и ниже обратного клапана 9, некоторой заданной величины происходит его открытие. Фаза завершается.3. The compression phase. Check valve 9 is closed. Bypass valve 8 is closed. The working valve of the
4. Фаза рабочего хода. Обратный клапан 9 открыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочая задвижка основной НКТ 2 открыта, малой НКТ 3 закрыта. Продолжается нагнетание газа в полость малой НКТ 3, который вытесняет жидкость из рабочей камеры 7 и малой НКТ 3 через обратный клапан 9 в подпакерное пространство и далее через технологические перфорационные отверстия 4 в эксплуатационной колонне 1 в пласт-коллектор, находящийся ниже уровня ГВК. После вытеснения всей жидкости из внутренней полости малой НКТ 3 в подпакерное пространство нагнетание газа прекращается. Момент полного вытеснения определяется расчетным путем по уравнению состояния идеального газа с учетом объема внутренней полости НКТ, давления, температуры и коэффициента сверхсжимаемости нагнетаемого газа. Рабочая задвижка основной НКТ 2 закрывается. Фаза завершается.4. The phase of the stroke. Check valve 9 is open. Bypass valve 8 is closed. The working valve of the
5. Фаза обратного хода. Обратный клапан 9 открыт. Перепускной клапан 8 закрыт. Рабочие задвижки основной 2 и малой 3 НКТ закрыты. Устьевое давление основной НКТ 2 растет. После его стабилизации рабочая задвижка малой НКТ 3 открывается. Происходит резкое снижение устьевого давления малой НКТ 3. В результате чего происходит закрытие обратного клапана 9 и открытие перепускного клапана 8. После стабилизации устьевого давления производится плавное открытие задвижки основной НКТ 2. После стабилизации устьевого давления основной НКТ 2 фаза завершается.5. The reverse phase. Check valve 9 is open. Bypass valve 8 is closed. The working valves of the main 2 and small 3 tubing are closed. Wellhead pressure of the
Для более точного определения момента полного вытеснения жидкости из рабочей камеры в верхней ее части устанавливается клапан-отсекатель поплавкового типа 10. В фазе рабочего хода избыточным давлением газа вода из рабочей камеры вытесняется в подпакерное пространство. В момент полного вытеснения поплавок находится в нижней точке. Заглушка впускного клапана опускается на седло, препятствуя дальнейшему поступлению газа в рабочую камеру, что фиксируется по росту устьевого НКТ малого диаметра.For a more accurate determination of the moment of complete displacement of the liquid from the working chamber, a float-
Недостатком данной компоновки является невозможность извлечения оседающих на забое механических примесей на дневную поверхность. Для устранения указанного недостатка в НКТ малого диаметра устанавливается газлифтный клапан 17, ниже которого монтируется посадочное седло 18, в которое при помощи канатной техники устанавливается пробка, изолирующая нижнюю часть компоновки и позволяющая создать избыточное давление, открывающее газлифтный клапан, и обеспечить подачу газа в зону скопления механических примесей. Вместо газлифтного клапана может быть установлен механический циркуляционный клапан, управляемый с помощью канатной техники или колтюбинговой установки.The disadvantage of this arrangement is the impossibility of extracting solids deposited on the face to the surface. To eliminate this drawback, a
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011135867/03A RU2484239C2 (en) | 2012-07-18 | 2012-07-18 | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011135867/03A RU2484239C2 (en) | 2012-07-18 | 2012-07-18 | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011135867A RU2011135867A (en) | 2013-03-10 |
| RU2484239C2 true RU2484239C2 (en) | 2013-06-10 |
Family
ID=48785957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011135867/03A RU2484239C2 (en) | 2012-07-18 | 2012-07-18 | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2484239C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
| RU2562644C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of preparation of gas well to dewatering |
| RU2597390C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development |
| RU2622962C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for automatic gas bleeding on pumping pumps |
| RU2729552C1 (en) * | 2020-01-31 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of extracting gas from water-flooded gas bed |
| RU2729548C1 (en) * | 2020-02-13 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of extracting gas from water-flooded gas bed |
| RU2787500C1 (en) * | 2022-08-18 | 2023-01-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a multilayer oil deposit |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1214911A1 (en) * | 1983-01-27 | 1986-02-28 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Arrangement for operating water-flooded gas well |
| SU1645465A1 (en) * | 1987-10-06 | 1991-04-30 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Automatic downhole valve device |
| RU92005723A (en) * | 1992-11-10 | 1995-05-20 | Производственное объединение "Надымгазпром" | METHOD FOR EXTRACTING LIQUID WITH SLOPE OF GAS WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
| US7703536B2 (en) * | 2007-04-17 | 2010-04-27 | Vann Roy R | Gas assisted lift system |
-
2012
- 2012-07-18 RU RU2011135867/03A patent/RU2484239C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1214911A1 (en) * | 1983-01-27 | 1986-02-28 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Arrangement for operating water-flooded gas well |
| SU1645465A1 (en) * | 1987-10-06 | 1991-04-30 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Automatic downhole valve device |
| RU92005723A (en) * | 1992-11-10 | 1995-05-20 | Производственное объединение "Надымгазпром" | METHOD FOR EXTRACTING LIQUID WITH SLOPE OF GAS WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
| US7703536B2 (en) * | 2007-04-17 | 2010-04-27 | Vann Roy R | Gas assisted lift system |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ДЖЕЙМС ЛИ и др. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2005, с.290-293. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534291C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation |
| RU2562644C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of preparation of gas well to dewatering |
| RU2597390C1 (en) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development |
| RU2622962C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for automatic gas bleeding on pumping pumps |
| RU2729552C1 (en) * | 2020-01-31 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of extracting gas from water-flooded gas bed |
| RU2729548C1 (en) * | 2020-02-13 | 2020-08-07 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of extracting gas from water-flooded gas bed |
| RU2787500C1 (en) * | 2022-08-18 | 2023-01-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a multilayer oil deposit |
| RU2819884C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011135867A (en) | 2013-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2484239C2 (en) | Operating method of flooded gas wells, and device for its implementation | |
| RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
| AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| US5211242A (en) | Apparatus and method for unloading production-inhibiting liquid from a well | |
| US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| AU2010273768B2 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
| RU2007114215A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM ONE WELL WITH SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
| US20100051288A1 (en) | Low Rate Gas Injection System | |
| CA2961469C (en) | Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well | |
| US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| CN103867172A (en) | Injection-production system and injection-production method | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2330938C1 (en) | Method of extraction of liquid out of gas producer | |
| CN203808959U (en) | Injection-production system | |
| WO2013010244A1 (en) | Apparatus and methods for producing natural gas using a gas recycle phase to remove liquid from a well | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2339796C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
| RU2505665C1 (en) | Device for regulation of water cone in well | |
| RU2790463C1 (en) | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device | |
| RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
| RU2729552C1 (en) | Method of extracting gas from water-flooded gas bed |