RU2651740C1 - Способ эксплуатации газовой скважины - Google Patents
Способ эксплуатации газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2651740C1 RU2651740C1 RU2017117068A RU2017117068A RU2651740C1 RU 2651740 C1 RU2651740 C1 RU 2651740C1 RU 2017117068 A RU2017117068 A RU 2017117068A RU 2017117068 A RU2017117068 A RU 2017117068A RU 2651740 C1 RU2651740 C1 RU 2651740C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow
- flow rate
- well
- automatic
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Технический результат - обеспечение непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин для устранения условий их самозадавливания. Способ основан на размещении внутри основной лифтовой колонны газовой скважины дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра с образованием межколонного кольцевого пространства между двумя лифтовыми колоннами. Отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству. Отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости. Дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство. На пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Потоки объединяют в линию комбинированного потока и направляют на автоматический регулирующий клапан расхода газа и на расходомерное устройство. Электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса. С помощью этого комплекса анализируют полученные данные и подают команды на автоматические регулирующие клапаны расхода газа для изменения их степени открытия. Этим обеспечивают поддержание требуемого дебита по центральной лифтовой колонне и заданного суммарного дебита скважины. Регулирование суммарного дебита скважины осуществляют при помощи автоматического регулирующего клапана, который устанавливают по линии комбинированного потока. Этим обеспечивают возможность автономного автоматического регулирования суммарного дебита скважины вне зависимости от регулирования дебита по центральной лифтовой колонне. В варианте способа отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим на 5-15% дебит, необходимый для выноса жидкости из нее. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности к эксплуатации самозадавливающихся скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока недостаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер, и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.].
Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, такие как: продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод; закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ; уменьшение диаметра лифтовой колонны; применение плунжерного лифта.
Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования (патент РФ №345266, МПК: Е21В 43/00).
Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.
Известен способ эксплуатации газовой скважины, при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с формулой
где: q - рабочий дебит, тыс.м3/сут; а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2⋅сут/тыс.м3; b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатости горной породы, (МПа⋅сут/тыс.м3)2; Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа⋅сут)2/тыс.м3; Рпл - пластовое давление, МПа; Ру - давление на устье, МПа; е - основание натурального логарифма; s - безразмерный коэффициент пересчета (патент РФ №2513942, Заявка: 2012130374/03 от 17.07.2012, МПК: Е21В 43/12 - прототип).
При реализации указанного способа газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с указанным выше аналитическим выражением.
Основным недостатком такого способа является то, что предполагается поддерживать суммарный дебит и дебит по центральной лифтовой колонне на определенном уровне при помощи одного автоматического регулирующего клапана, расположенного на линии межколонного пространства. Автоматическое поддержание дебита центральной лифтовой колонны на требуемом уровне приведет к существенным отклонениям суммарного дебита скважины от рабочего. Так, например, для увеличения дебита по центральной лифтовой колонне требуется уменьшить степень открытия автоматического регулирующего клапана расхода газа, что приведет к уменьшению суммарного дебита, и наоборот. Таким образом, осуществление такого способа регулирования приведет к нестабильности суммарного дебита скважины.
Задача создания изобретения заключается в обеспечении непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин с целью устранениях условий их самозадавливания с обеспечением возможности регулирования и автоматического поддержания на заданном уровне суммарного дебита скважины.
Решение указанной задачи достигается тем, что в предложенном способе эксплуатации газовой скважины, основанном на размещении внутри основной лифтовой колонны газовой скважины дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра с образованием межколонного кольцевого пространства между двумя лифтовыми колоннами, причем отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, при этом на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, а на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, после чего потоки объединяют в линию комбинированного потока и направляют на автоматический регулирующий клапан расхода газа и на расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команды на автоматические регулирующие клапаны расхода газа для изменения их степени открытия, тем самым обеспечивая поддержание требуемого дебита по центральной лифтовой колонне и поддержание заданного суммарного дебита скважины, согласно изобретению регулирование суммарного дебита скважины осуществляют при помощи автоматического регулирующего клапана, который устанавливают по линии комбинированного потока, при этом обеспечивают возможность автономного автоматического регулирования суммарного дебита скважины вне зависимости от регулирования дебита по центральной лифтовой колонне.
В варианте применения способа отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим на 5-15% дебит, необходимый для выноса жидкости из нее.
Техническим результатом заявляемого изобретения является оптимизация режима работы газовой скважины на этапе падающей добычи, позволяющая эксплуатировать скважину без остановок и продувок, обеспечивая постоянное удаление жидкости с забоя и поддерживая заданный суммарный дебит газа.
Сущность изобретения иллюстрируется на фиг. 1, где изображена пневмогидравлическая схема обвязки скважины с применением оборудования, необходимого для обеспечения постоянного удаления жидкости с забоя скважины и поддержания заданного суммарного дебита газа.
Предложенный способ может быть реализован при помощи скважины, имеющей следующее оборудование.
Скважина состоит из основной лифтовой колонны 1, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 2 с образованием кольцевого пространства 3 между ними. Скважина оборудована фонтанной арматурой 4, включающей, в частности, трубопроводы 5, 6 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки (линия МКП) 5 соединен с кольцевым пространством 3. Трубопровод устьевой обвязки 6 (линия ЦЛК) соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны 2. Трубопроводы устьевой обвязки 5 и 6 объединяются друг с другом, образуя линию комбинированного потока (линия КП) 7. На линии ЦЛК расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, фильтр песка 9, расходомерное устройство 10. На линии МКП расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКГ) 11. На линии КП расположены автоматические приборы контроля давления и температуры 8, автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКГ) 12 и расходомерное устройство 13.
Скважина снабжена автоматическим управляющим комплексом (АУК) 14. На вход АУК 14 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 10 и 13 и от автоматических приборов контроля давления и температуры 8. АУК 14 анализирует поступающие сигналы, вычисляет оптимальный дебит ЦЛК, необходимый для выноса капельной жидкости, и управляет работой АРКРГ 11 и 12, изменяя расход через линию МКП 5 и линию КП 6.
Предложенный способ может быть реализован следующим образом.
Все автоматические приборы контроля давления температуры и расхода, а также АРКГ 10 и 11 объединяются в модуль. Работа модуля заключается в поддержании дебита газа по ЦЛК и КП на уровне, обеспечивающем бесперебойную работу скважины и предотвращающем самозадавливание из-за образования водяных и песчаных пробок внутри скважины.
Газ из центральной лифтовой колонны скважины поступает в линию ЦЛК 6. Далее проходит через фильтр 9, через расходомерное устройство 10 и поступает в линию КП 7.
Газ из межколонного пространства скважины поступает в линию МКП 5, проходит через АРКРГ 11 и затем поступает в линию КП 7, где объединяется с потоком из линии ЦЛК 6.
По линии КП 7 газ проходит через АРКРГ 12 и расходомерное устройство 13 и далее поступает в газосборный коллектор.
Регулирование дебита ЦЛК производится при помощи АРКРГ 11, расположенного на линии МКП 5, исходя из показаний расходомерного устройства 10, расположенного на линии ЦЛК.
Регулирование дебита КП производится при помощи АРКРГ 12, расположенного на линии КП 7, исходя из показаний расходомерного устройства 13, расположенного на линии КП 7.
При увеличении степени открытия АРКРГ 11 дебит ЦЛК уменьшается, а при уменьшении степени открытия - увеличивается. При увеличении степени открытия АРКРГ 12 дебит КП увеличивается, а при закрытии - уменьшается.
Оптимальный дебит ЦЛК рассчитывается АУК 14 модуля исходя из условий выноса капельной жидкости из ствола скважины, а дебит КП задается исходя из технологических и производственных требований эксплуатирующей организации.
Использование предложенного технического решения позволит обеспечить непрерывное удаление жидкости из ствола газовой скважины с целью устранениях условий ее самозадавливания с обеспечением регулирования суммарного дебита скважины, что, в конечном итоге, позволит оптимизировать режим работы газовой скважины на этапе падающей добычи и позволит эксплуатировать скважину без остановок и продувок, обеспечивая постоянное удаление жидкости с забоя и поддерживая заданный суммарный дебит газа.
Claims (2)
1. Способ эксплуатации газовой скважины, основанный на размещении внутри основной лифтовой колонны газовой скважины дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра с образованием межколонного кольцевого пространства между двумя лифтовыми колоннами, причем отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, при этом на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, а на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, после чего потоки объединяют в линию комбинированного потока и направляют на автоматический регулирующий клапан расхода газа и на расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команды на автоматические регулирующие клапаны расхода газа для изменения их степени открытия, тем самым обеспечивая поддержание требуемого дебита по центральной лифтовой колонне и поддержание заданного суммарного дебита скважины, отличающийся тем, что регулирование суммарного дебита скважины осуществляют при помощи автоматического регулирующего клапана, который устанавливают по линии комбинированного потока, при этом обеспечивают возможность автономного автоматического регулирования суммарного дебита скважины вне зависимости от регулирования дебита по центральной лифтовой колонне.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим на 5-15% дебит, необходимый для выноса жидкости из нее.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017117068A RU2651740C1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017117068A RU2651740C1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2651740C1 true RU2651740C1 (ru) | 2018-04-23 |
Family
ID=62045330
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017117068A RU2651740C1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ эксплуатации газовой скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2651740C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111364941A (zh) * | 2020-05-14 | 2020-07-03 | 托普威尔石油技术股份公司成都分公司 | 页岩气井井口压力控制方法及其控制系统 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
RU2078910C1 (ru) * | 1995-05-11 | 1997-05-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Способ дуплихина добычи нефти |
RU2148705C1 (ru) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Способ выноса жидкости с забоя скважины газом и устройство для его осуществления |
RU2237153C1 (ru) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Устройство для удаления жидкости из газовой скважины |
RU123824U1 (ru) * | 2012-07-13 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Конструкция газовой скважины |
RU2513942C2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ эксплуатации газовой скважины |
-
2017
- 2017-05-17 RU RU2017117068A patent/RU2651740C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
RU2078910C1 (ru) * | 1995-05-11 | 1997-05-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" | Способ дуплихина добычи нефти |
RU2148705C1 (ru) * | 1998-08-27 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Способ выноса жидкости с забоя скважины газом и устройство для его осуществления |
RU2237153C1 (ru) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Устройство для удаления жидкости из газовой скважины |
RU123824U1 (ru) * | 2012-07-13 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Конструкция газовой скважины |
RU2513942C2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ эксплуатации газовой скважины |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111364941A (zh) * | 2020-05-14 | 2020-07-03 | 托普威尔石油技术股份公司成都分公司 | 页岩气井井口压力控制方法及其控制系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR102366868B1 (ko) | 다중 석탄층 독립형 가스함유시스템 압력제어 단일펌프식 배수 가스채굴 장치 및 배수 가스채굴 방법 | |
RU2513942C2 (ru) | Способ эксплуатации газовой скважины | |
US10895141B2 (en) | Controlled high pressure separator for production fluids | |
US9790773B2 (en) | Systems and methods for producing gas wells with multiple production tubing strings | |
US10982516B2 (en) | Systems and methods for operating downhole inflow control valves to provide sufficient pump intake pressure | |
US11078769B2 (en) | Multi stage chemical injection | |
RU2594235C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа | |
RU2651740C1 (ru) | Способ эксплуатации газовой скважины | |
RU2309246C1 (ru) | Скважинная установка гарипова | |
RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
RU115408U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной разработки двух эксплуатационных объектов одной скважиной | |
RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
RU2576729C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких залежей одной скважиной (варианты) | |
RU89604U1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин | |
CN104405346A (zh) | 一种水力喷砂射孔节流管汇 | |
Sharma | Experimental evaluation of a centrifugal packer-type downhole separator | |
CN204283373U (zh) | 一种水力喷砂射孔节流管汇 | |
RU131075U1 (ru) | Установка для одновременно раздельной добычи и закачки в одной скважине | |
RU2679174C1 (ru) | Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин | |
RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2622412C1 (ru) | Установка для эксплуатации малодебитных скважин | |
RU2438008C1 (ru) | Способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления | |
RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
WO2015108441A1 (en) | Autonomous adjustable device for fluid flow control in horizontal wells | |
RU106845U1 (ru) | Скважина для сброса воды |