RU2706980C1 - Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom - Google Patents

Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom Download PDF

Info

Publication number
RU2706980C1
RU2706980C1 RU2018133661A RU2018133661A RU2706980C1 RU 2706980 C1 RU2706980 C1 RU 2706980C1 RU 2018133661 A RU2018133661 A RU 2018133661A RU 2018133661 A RU2018133661 A RU 2018133661A RU 2706980 C1 RU2706980 C1 RU 2706980C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
well
water
pipeline
surfactants
Prior art date
Application number
RU2018133661A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Дмитриевич Балашов
Original Assignee
Андрей Дмитриевич Балашов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Андрей Дмитриевич Балашов filed Critical Андрей Дмитриевич Балашов
Priority to RU2018133661A priority Critical patent/RU2706980C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2706980C1 publication Critical patent/RU2706980C1/en

Links

Images

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

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)
  • Physical Water Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to production of natural gas and can be used to increase flow rates of wells operating with accumulation of water on bottom and accumulation of water in pipeline connecting well to gas treatment unit. Disclosed is a method of operating a gas well with a self-contained pump for feeding surfactants for removing water from a well bottom and a connection pipeline. At that, autonomous pneumatic pump operating without electric power is used, including at negative air temperatures, is placed on the platform near the mouth of gas or gas condensate wells, on the bottom of which there is water, and supplying to these wells and pipelines of connection from reservoir installed on well site, through shutoff valves of wellhead and pipelines connecting surfactants with addition of methyl alcohol, flowing to the well bottom along the pipe or the annular space and directly into the gas line connections and foaming water, for subsequent removal of foam from the bottom due to the upward flow of gas to the surface and foaming of water directly in the pipeline of connection and subsequent removal of foam from the stream in separation equipment of gas-field plants. Energy required for operation of pumping equipment is energy (pressure) of gas supplied via technical lines from well piping and pipeline of well connection.
EFFECT: providing removal of water from the bottom of the gas well or in the pipeline connecting the well to the gas treatment unit and increasing the volume of the produced gas.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи природного газа и может использоваться для повышения дебитов скважин, работающих с накоплением жидкостей на забое.The invention relates to the field of natural gas production and can be used to increase the flow rate of wells operating with the accumulation of fluids at the bottom.

Известно, что жидкости в больших количествах на забоях газовых скважин могут снижать дебиты газа из скважин. Данная проблема встречается особенно когда не обеспечиваются критические скорости потока газа для вовлечения частиц жидкости в восходящий с забоя к устью газожидкостной поток. Для эксплуатации таких газовых скважин требуется применять дополнительные меры с целью извлечения жидкости на поверхность.It is known that fluids in large quantities at the bottom of gas wells can reduce gas production from wells. This problem occurs especially when critical gas flow rates are not provided for involving particles of liquid into the gas-liquid flow ascending from the bottom to the mouth. For the operation of such gas wells, additional measures are required to extract liquid to the surface.

Известен способ удаления жидкости с забоя газовой скважины, включающий периодическое введение в скважину через затрубное пространство водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ) - пенообразователей, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности удаления жидкости, используют водный раствор ПАВ - пенообразователя вязкостью (50-200)*10-6 м2/сA known method of removing liquid from the bottom of a gas well, comprising periodically introducing into the well through the annular space aqueous solutions of surface-active substances (surfactants) - blowing agents, characterized in that, in order to increase the efficiency of liquid removal, use an aqueous solution of surfactant - viscosity foaming agent (50 -200) * 10 -6 m 2 / s

(патент SU №772294, МПК Е21В 43/00).(SU patent No. 772294, IPC ЕВВ 43/00).

Недостатком способа является то, что способ применим для скважин глубиной 2000-2500 метров, для реализации требуется продавка в затрубное пространство технической воды, а гак же способ реализуется разовыми закачками ПАВа на забой с помощью передвижных средств.The disadvantage of this method is that the method is applicable for wells with a depth of 2000-2500 meters, for implementation it is necessary to sell technical water into the annulus, and the same method is implemented by one-time surfactant injection to the face using mobile means.

Известно автоматическое устройство для подачи раствора ПАВ в затрубное пространство газовой скважины, содержащее резервную и дозирующие емкости, сепаратор с водосборником, регулятор режима подачи ПАВ с подпружиненным золотником, смеситель и обратный клапан, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности работы и исключения перерасхода ПАВ, оно снабжено двумя пневмолиниями с понижающим регулятором, а регулятор режима подачи ПАВ имеет механизм фиксации подпружиненного золотника и двух положениях, причем выкидная линия скважины сообщена с резервной емкостью и через сепаратор - с водосборником, последние через смеситель и обратный клапан соединены с дозирующей емкостью, а через регулятор режима подачи ПАВ - с затрубным пространством скважины, при этом одна из пневмолиний соединяет регулятор с резервной емкостью с сепаратором, а другая - затрубное пространство через понижающий регулятор с дозирующей емкостью (патент SU №1143830, МПК Е21В 43/00).A known automatic device for supplying a surfactant solution to the annular space of a gas well containing backup and metering tanks, a separator with a water collector, a surfactant supply mode regulator with a spring-loaded spool, a mixer and a non-return valve, characterized in that, in order to increase the reliability of operation and eliminate surplus surplus surfactant , it is equipped with two pneumatic lines with a lowering regulator, and the surfactant supply mode regulator has a mechanism for fixing a spring-loaded spool in two positions, and the flow line of the well with It is connected with a reserve tank and through a separator to a water collector, the latter through a mixer and a non-return valve are connected to a dosing tank, and through a regulator of a surfactant supply mode, to an annular space of a well, one of the pneumatic lines connecting the regulator to a reserve tank with a separator, and the other the annulus through the lowering regulator with a dosing capacity (SU patent No. 1143830, IPC EV 43/00).

Недостатком устройства является наличие сепаратора с водосборником на выкидной линии из скважины, что приведет к замерзанию жидкости при отрицательных температурах окружающего воздуха или потребует обогрева с использованием электроэнергии или других дополнительных источников энергии, также потребуется периодически сливать жидкость из водосборника и отсутствует возможность удалять жидкость из газопровода подключения скважины, так как способ предполагает удаление жидкости только с забоя скважины и сепарации жидкости на площадке скважины.The disadvantage of this device is the presence of a separator with a water collector on the flow line from the well, which will lead to freezing of the liquid at negative ambient temperatures or will require heating using electricity or other additional energy sources, it will also be necessary to periodically drain the liquid from the water collector and there is no possibility to remove the liquid from the connection gas pipeline wells, since the method involves removing liquid only from the bottom of the well and separating the liquid at the site with Vazhiny.

Целью предлагаемого изобретения является решение задачи разработки способа автономной подачи поверхностно-активных веществ, с добавлением метилового спирта, в газовую скважину и в трубопровод подключения скважины к установке подготовки газа без применения электрической энергии с возможностью реализации способа при отрицательных температурах окружающего воздуха.The aim of the invention is to solve the problem of developing a method for the autonomous supply of surfactants, with the addition of methyl alcohol, in a gas well and in a pipeline connecting a well to a gas treatment unit without the use of electrical energy, with the possibility of implementing the method at negative ambient temperatures.

Заявленное изобретение предполагает технический результат, который заключается в удалении воды с забоя газовых скважине, повышении дебита газа при эксплуатации газовых скважин и исключение скопления воды в трубопроводе подключения скважины к установке подготовки газа.The claimed invention involves a technical result, which consists in removing water from the bottom of a gas well, increasing the flow rate of gas during the operation of gas wells and eliminating the accumulation of water in the pipeline connecting the well to the gas treatment unit.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется схемой, представленной на фиг. 1, и осуществляется следующим образом. Решение задачи и достижение технического результата достигаются тем, что в способе эксплуатации газовой скважины с автономным насосом для подачи поверхностно-активных веществ, с добавлением метилового спирта (в том числе незамерзающих при отрицательных температурах воздуха при наличии метилового спирта в составе и известных веществ для регулирования времени существования стабильной пены) для удаления жидкости с забоя и из трубопровода подключения, включающем вспенивание и удаление воды с забоев газовых скважин и вспенивания воды непосредственно в трубопроводе подключения с использованием поверхностно-активных веществ, с добавлением метилового спирта, согласно заявки на изобретение, используя автономный пневматический насос 1, работающий без электроэнергии, подают через запорную арматуру в устьевой обвязке скважины, в том числе через 2, 3 или 8 и, поверхностно-активные вещества, с добавлением метилового спирта, находящиеся до закачки в емкости 5, и после закачки веществ в скважину, они стекают на забой скважины по трубному или затрубному пространству для вспенивания жидкости 6 и вовлечения ее, в последующем, восходящим потоком газа 7 и вспенивания воды непосредственно в трубопроводе подключения скважины 9 к установке подготовки газа. Энергией, необходимой для работы насосного оборудования, является энергия (давление) газа из вентилей 2, 3, 4 или 8 или из любого другого вентиля в обвязке скважины и трубопровода подключения.The essence of the invention is illustrated by the circuit shown in FIG. 1, and is carried out as follows. The solution of the problem and the achievement of the technical result are achieved by the fact that in the method of operating a gas well with an autonomous pump for supplying surface-active substances, with the addition of methyl alcohol (including non-freezing at negative air temperatures in the presence of methyl alcohol in the composition and known substances for time control the existence of stable foam) to remove liquid from the bottom and from the connection pipe, including foaming and removing water from the bottom of gas wells and foaming water directly in the connection pipeline using surfactants, with the addition of methyl alcohol, according to the application for the invention, using a stand-alone pneumatic pump 1 operating without electricity, is fed through shut-off valves in the wellhead piping, including through 2, 3 or 8, and , surfactants, with the addition of methyl alcohol, which are in the vessel 5 before injection, and after the substances are injected into the well, they flow to the bottom of the well through the pipe or annular space for foaming Liquids 6 and engage it in the subsequent ascending gas stream 7 and foaming water directly into the pipeline connecting the well 9 to the gas processing installation. The energy necessary for the operation of pumping equipment is the energy (pressure) of gas from valves 2, 3, 4 or 8 or from any other valve in the piping of the well and the connection pipe.

На фиг. 2 поясняется технологический режим эксплуатации скважины с водой на забое без применения и с применением поверхностно-активных веществ, с добавлением метилового спирта. Линия 1 соответствует дебиту газа скважины с накоплением воды на забое, линия 2 соответствует дебиту газа скважины без воды на забое. Как видно на фиг. 2, дебит газа скважины без воды на забое больше и, соответственно, воду требуется удалить с забоя.In FIG. 2 illustrates the technological mode of operation of a well with water at the bottom without application and with the use of surfactants, with the addition of methyl alcohol. Line 1 corresponds to the flow rate of gas from the well with accumulation of water at the bottom, line 2 corresponds to the flow rate of gas of the well without water to the bottom. As seen in FIG. 2, the gas flow rate of a well without water at the bottom is greater and, accordingly, water must be removed from the bottom.

Способ, заявленный в изобретении, эксплуатации скважин может осуществляться следующим образом.The method claimed in the invention, the operation of wells can be carried out as follows.

На газоконденсатном месторождении «Типовое» с 1967 года эксплуатируются 19 скважин. Посредством анализа замеренных промысловых данных определены, что все скважины эксплуатируются с наличием воды на забоях скважин и наличием воды в трубопроводах подключения скважин к установке подготовки газа. Накопление воды на забоях приводит к постоянному снижению суммарного объема добываемого газа, а вода в трубопроводах подключения скважин при отрицательных температурах воздуха может замерзать и образовывать ледяные пробки, что приводит к прекращению добычи газа. Автономный насос, работающий без электроэнергии, в том числе при отрицательных температурах воздуха, размещают на площадке возле устья скважин. Далее через вентили и технические линии подают в эти скважины через запорную арматуру в устьевой обвязке скважин поверхностно-активные вещества с добавлением метилового спирта, в необходимых дозировках, например, от 3 до 15 литров в сутки. Вещества стекают на забой скважин по трубному или затрубному пространству, происходит вспенивание воды, и далее вода в виде пены вовлекается в восходящий поток газом на поверхность.Since 1967, 19 wells have been operating at the Typovoye gas condensate field. By analyzing the measured production data, it was determined that all wells are operated with the presence of water at the bottom of the wells and the presence of water in the pipelines connecting the wells to the gas treatment unit. The accumulation of water in the faces leads to a constant decrease in the total volume of gas produced, and water in the pipelines connecting wells at negative air temperatures can freeze and form ice plugs, which leads to the cessation of gas production. An autonomous pump operating without electricity, including at negative air temperatures, is placed on the site near the wellhead. Then, through valves and production lines, surfactants are added to these wells through shutoff valves in the wellhead piping with the addition of methyl alcohol, in the required dosages, for example, from 3 to 15 liters per day. Substances flow to the bottom of the wells in the pipe or annulus, foaming of the water occurs, and then the water in the form of foam is drawn into the upward flow of gas to the surface.

Для удаления воды из трубопровода подключения скважины или, если на забое скважины вода перестает скапливаться и вода скапливается только в трубопроводе подключения скважины к установке подготовки газа, то для удаления воды только из газопроводов подключения скважин поверхностно-активные вещества с добавлением метилового спирта, закачиваются непосредственно в трубопровод подключения. Так как насос пневматический автономный и не требует электричества, то подача поверхностно-активных веществ проводится без постоянного присутствия человека. Энергией, необходимой для работы насосного оборудования, является энергия (давление) газа из вентиля в обвязке скважины или трубопровода подключения скважины.To remove water from the well connection pipeline, or if water stops accumulating at the bottom of the well and water accumulates only in the well connection to the gas treatment unit, then surfactants with the addition of methyl alcohol are pumped directly to connection pipeline. Since the pump is pneumatic autonomous and does not require electricity, the supply of surfactants is carried out without the constant presence of a person. The energy necessary for the operation of pumping equipment is the energy (pressure) of gas from the valve in the piping of the well or pipeline connecting the well.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет извлекать воду с забоев скважин и удалять воду из трубопроводов подключения скважин к установке подготовки газа и увеличивать объемы добываемого газа.Thus, the use of the proposed method allows to extract water from the bottom of the wells and to remove water from the pipelines connecting the wells to the gas treatment unit and to increase the volume of produced gas.

Claims (1)

Способ эксплуатации газовой скважины, на забое которой скапливается вода и фиксируется скопление воды в трубопроводе подключения скважины к установке подготовки газа, отличающийся тем, что используют автономный пневматический насос, работающий за счет энергии (давления) газа из вентилей в обвязке скважины, с возможностью закачки незамерзающих при отрицательных температурах воздуха поверхностно-активных веществ с добавлением метилового спирта, подают из емкости, установленной на площадке скважины, через технические линии и запорную арматуру устьевой обвязки скважины поверхностно-активные вещества, стекающие на забой скважин по трубному или затрубному пространству для вспенивания воды и вовлечения пены в восходящий поток газа по стволу скважины и далее выноса пены по трубопроводу подключения скважины до установки подготовки газа для последующего удаления остатков пены и жидкости в сепарационном оборудовании, или используют автономный пневматический насос, работающий за счет энергии (давления) газа из вентилей в обвязке газопровода, с возможностью закачки незамерзающих при отрицательных температурах воздуха поверхностно-активных веществ, с добавлением метилового спирта, подают из емкости, установленной на площадке скважины, через технические линии и запорную арматуру устьевой обвязки скважины и трубопровод подключения скважин, поверхностно-активные вещества с добавлением метилового спирта, поступающей в газопровод подключения для вспенивания жидкости в трубопроводе подключения и вовлечения пены в поток газа до установки подготовки газа для последующего удаления остатков пены и жидкости в сепарационном оборудовании.A method of operating a gas well, at the bottom of which water accumulates and water accumulation is recorded in the pipeline connecting the well to the gas treatment unit, characterized in that an autonomous pneumatic pump is used that works due to the energy (pressure) of the gas from the valves in the piping of the well, with the possibility of pumping ice-free at negative air temperatures, surfactants with the addition of methyl alcohol are fed from a tank installed on the well site, through production lines and a shut-off wellhead pipework surface-active substances flowing to the bottom of the wells through a pipe or annular space for foaming water and drawing foam into the upward gas flow through the wellbore and then transferring the foam through the well connection pipeline until gas preparation is set up for subsequent removal of foam and liquid residues in separation equipment, or they use an autonomous pneumatic pump that works due to the energy (pressure) of gas from the valves in the piping of the gas pipeline, with the possibility of pumping nezamer surfactants with negative methyl temperatures added with methyl alcohol are fed from a tank installed on the well site through production lines and shutoff valves for wellhead piping and wells, and surfactants with methyl alcohol added to the gas pipeline connections for foaming liquid in the pipeline connecting and involving the foam into the gas stream before installing the gas preparation for subsequent removal of the remaining foam and liquid in eparatsionnom equipment.
RU2018133661A 2018-09-25 2018-09-25 Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom RU2706980C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018133661A RU2706980C1 (en) 2018-09-25 2018-09-25 Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018133661A RU2706980C1 (en) 2018-09-25 2018-09-25 Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2706980C1 true RU2706980C1 (en) 2019-11-21

Family

ID=68653231

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018133661A RU2706980C1 (en) 2018-09-25 2018-09-25 Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2706980C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1062376A1 (en) * 1981-07-20 1983-12-23 Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина Method of operating gas wells
SU772294A1 (en) * 1979-04-20 1989-08-30 Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им.И.М.Губкина Method of removing liquid from gas well bottom
SU1710705A1 (en) * 1989-08-04 1992-02-07 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method for fluid removal from gas well bottomhole
US5310002A (en) * 1992-04-17 1994-05-10 Halliburton Company Gas well treatment compositions and methods

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU772294A1 (en) * 1979-04-20 1989-08-30 Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им.И.М.Губкина Method of removing liquid from gas well bottom
SU1062376A1 (en) * 1981-07-20 1983-12-23 Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина Method of operating gas wells
SU1710705A1 (en) * 1989-08-04 1992-02-07 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method for fluid removal from gas well bottomhole
US5310002A (en) * 1992-04-17 1994-05-10 Halliburton Company Gas well treatment compositions and methods

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7952219B2 (en) Hydroelectric pumped-storage
RU2314412C1 (en) Method and device for oil well treatment
NO324110B1 (en) System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance.
WO2015200661A1 (en) Subsea on-site chemical injection management system
CN204458375U (en) A kind of centrifugal pump self-suction system
US20170107706A1 (en) Water Pump With Safe Cross Connection
CN104234119A (en) Rapidly-established siphon pipeline device and siphon method thereof
RU2675833C2 (en) Method and system for inhibiting freezing of low salinity water in subsea low salinity water injection flowline
RU2706980C1 (en) Method of operation of gas or gas condensate well with self-contained pump for supply of surfactants for removal of liquid from bottom
RU2652969C2 (en) Device for water supply from the well to tower and its automatic drain valve
CN103712199A (en) Anti-cavitation device of injection type boiler water feeding pump and use method thereof
RU2516093C1 (en) Station for transfer and separation of multiphase mix
RU126802U1 (en) MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION
CN203669015U (en) Underground built-in pump water feeding device
Gunaltun et al. A new technique for the control of top of the line corrosion: TLCC-PIG
RU2382141C1 (en) Off-shore drilling platform
RU2538140C1 (en) Station for transfer and separation of multiphase mix
RU138431U1 (en) INSTALLATION FOR PRELIMINARY DISCHARGE OF PLASTIC WATER
BR102020004027A2 (en) OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM AND METHOD SINGLE-PHASE DRAINAGE TO EARTH
CN205154118U (en) Back pressure integrated device falls in jet pump oil recovery well group
RU2422620C1 (en) Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts
CN210106182U (en) Visual self-priming pump conveying device for shale gas fracturing flowback fluid
CN209481557U (en) The standing device of winter coke wet quenching
CN204372554U (en) A kind of natural gas line corrosion inhibitor autoweighing filling apparatus
CN104019363B (en) High aititude high-lift high pressure Long-distance Pipeline for Water Conveyance emergency set and emergency method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200926

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20211005

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20211230