RU2708430C1 - Operating method for water-flooded gas or gas condensate well - Google Patents
Operating method for water-flooded gas or gas condensate well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708430C1 RU2708430C1 RU2018145778A RU2018145778A RU2708430C1 RU 2708430 C1 RU2708430 C1 RU 2708430C1 RU 2018145778 A RU2018145778 A RU 2018145778A RU 2018145778 A RU2018145778 A RU 2018145778A RU 2708430 C1 RU2708430 C1 RU 2708430C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- flow rate
- central
- tubing string
- Prior art date
Links
- 238000011017 operating method Methods 0.000 title 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 73
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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 Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации обводненных газовых или газоконденсатных скважин и может быть использовано на нефтегазоконденсатных месторождениях при разработке газовых и газоконденсатных залежей на завершающей стадии.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the exploitation of flooded gas or gas condensate wells and can be used in oil and gas fields in the development of gas and gas condensate deposits at the final stage.
Известно, что при отборе газа более чем на 80-85% происходит значительное снижение пластового давления, что дает импульс к активному проявлению водонапорного режима, уменьшению дебитов добывающих скважин, подъему газоводяного контакта. Все это приводит к значительному обводнению добывающих скважин с образованием в стволе скважин жидкостных пробок.It is known that during gas withdrawal by more than 80-85%, a significant decrease in reservoir pressure occurs, which gives an impetus to the active manifestation of the water pressure regime, a decrease in production wells, and the rise of a gas-water contact. All this leads to a significant watering of production wells with the formation of liquid plugs in the wellbore.
По мере накопления в газовом потоке пластовой воды и насыщения газа водой происходит утяжеление извлекаемого из скважины столба газового потока, что приводит к увеличению статического давления в скважине. При этом снижается скорость газового потока, жидкая фаза начинает выпадать из системы и скапливаясь на забое приводит к «самозадавливанию» скважины. Основным способом противодействия выпадению жидкости из газожидкостного потока является поддержание необходимой скорости потока выше критических значений.As reservoir water accumulates in the gas stream and gas is saturated with water, the gas stream extracted from the well becomes heavier, which leads to an increase in the static pressure in the well. At the same time, the gas flow rate decreases, the liquid phase begins to fall out of the system and accumulating at the bottom leads to self-capping of the well. The main way to counteract the loss of liquid from a gas-liquid stream is to maintain the required flow rate above critical values.
С целью устранения указанного явления помимо поддержания скорости потока используют также различные методы и устройства для изменения структуры газожидкостного потока. Известно, что движение разнофазных многокомпонентных систем в трубах по своей природе значительно сложнее, чем движение однофазных сред. Основная сложность заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное различием их плотностей и вязкостей, а также поверхностным натяжением на границе фаз.In order to eliminate this phenomenon, in addition to maintaining the flow rate, various methods and devices are also used to change the structure of the gas-liquid flow. It is known that the movement of multi-phase multicomponent systems in pipes is inherently much more complicated than the movement of single-phase media. The main difficulty lies in the fact that in the gas-liquid flow there is a relative movement of the phases, due to the difference in their densities and viscosities, as well as surface tension at the phase boundary.
Известен способ дробления и перемешивания газа в жидкости и устройство для его осуществления, содержащий корпус с набором диафрагм и сопло для подачи газовой фазы (см. Муравьев И.М. и др. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. -М.: Недра, 1972. - 138 с.).A known method of crushing and mixing gas in a liquid and a device for its implementation, comprising a housing with a set of diaphragms and a nozzle for supplying a gas phase (see Muravyev IM and other Investigation of the movement of multicomponent mixtures in wells. -M .: Nedra, 1972 . - 138 p.).
Недостаток способа заключается в некачественном перемешивании смеси и наличии крупных пузырьков свободного газа в насосно-компрессорных трубах, что отрицательно сказывается при их совместном движении.The disadvantage of this method is poor-quality mixing of the mixture and the presence of large bubbles of free gas in the tubing, which adversely affects their joint movement.
Известен способ изменения структуры газожидкостного потока с помощью устройств «Диспергатор», предназначенный для дробления и перемешивания газа в жидкости в системах сбора нефти и газа (см. А.с. №970039, опубл. 30.10.1982)There is a method of changing the structure of a gas-liquid flow using the "Dispersant" device, designed for crushing and mixing gas in a liquid in oil and gas collection systems (see A.S. No. 970039, publ. 30.10.1982)
Недостатком устройства является необходимость работы в горизонтальном положении, а также раздельный ввод жидкости и газа.The disadvantage of this device is the need to work in a horizontal position, as well as separate input of liquid and gas.
Известен способ диспергирования жидкости в газожидкостной поток с помощью устройства «Диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин» (см. патент РФ №66413, опубл. 10.09.2007).A known method of dispersing a liquid into a gas-liquid stream using the device "Dispersant for removal of water accumulations from gas wells" (see RF patent No. 66413, publ. 10.09.2007).
Недостатками способа являются возможность его применения только после резкого снижения дебита скважины, установка устройства в жидкости ниже ее уровня и высокое его газодинамическое сопротивление.The disadvantages of the method are the possibility of its application only after a sharp decrease in the flow rate of the well, the installation of the device in a liquid below its level and its high gas-dynamic resistance.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ эксплуатации газовой скважины (см. патент РФ №2513942, опубл. 20.04.2014), по которому 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 на 1-3 м, 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 колонны, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего (общего) дебита скважины.Closest to the proposed invention is a method of operating a gas well (see RF patent No. 2513942, publ. 04/20/2014), in which the gas well is provided with a main lift column and a central lift column concentrically placed in it with the formation of an annular space between them. The end face of the central elevator column is placed 1-3 m below the end of the main elevator column, and gas is sampled simultaneously along the central elevator column and the annular space. At the same time, gas is taken from the central elevator column with a flow rate that is one and a half times higher than the flow rate required for liquid removal from the column, and the gas flow rate in the annular space is set such that it does not exceed the value of the working (total) flow rate of the well.
Способ обеспечивает оптимизацию режима работы газовых скважин, позволяющую эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости.The method provides optimization of the operating mode of gas wells, allowing to operate them without stopping to remove fluid.
Недостатком способа является небольшой объем поднимаемой на дневную поверхность жидкости из-за ее выделения из газожидкостного потока и стекания по внутренней стенке лифтовой колонны, что связано с пленочно-дисперсионной (стержневой) структурой образующего газожидкостного потока, и невозможность эксплуатации обводненных и обводняющихся скважин.The disadvantage of this method is the small amount of liquid raised to the day surface due to its release from the gas-liquid stream and draining along the inner wall of the elevator column, which is associated with the film-dispersion (core) structure of the gas-liquid stream forming, and the impossibility of operating watered and watered wells.
Задачей изобретения является создание способа эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины, обеспечивающего эффективное удаления жидкости с забоя скважины путем ее подъема на дневную поверхность при сохранении дебита газа.The objective of the invention is to provide a method of operating an irrigated gas or gas condensate well, which provides effective removal of fluid from the bottom of the well by raising it to the surface while maintaining the gas flow rate.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины осуществляют снабжение скважины 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 по центральной лифтовой колонне газожидкостную смесь пропускают через диспергаторы, устанавливаемые внутри торцевой части центральной лифтовой колонны через каждые 200-250 м от башмака, для диспергирования жидкости с внутренней поверхности колонны в газожидкостной поток, отбор газа из нее 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. В качестве диспергатора используют устройство в виде кольца с конусообразной поверхностью, при этом высота конуса диспергатора составляет 5-7 мм, ширина - 10-14 мм, а угол между конусной внутренней поверхностью кольца и внутренней поверхностью трубы составляет 130-140°. Газожидкостную смесь из центральной лифтовой колонны сепарируют на поверхности с получением газа и жидкости, жидкость утилизируют после извлечения ценных компонентов, а из жидкости газоконденсатных скважин предварительно выделяют конденсат.The problem is solved in that in the method of operating an irrigated gas or gas condensate well, the well is supplied with the main lift column and the central lift column concentrically placed in it with the formation of an annular space between them, the end face of the central lift column is located below the end of the main lift column, and gas is taken at the same time along the central lift column and the annular space, while the gas-liquid mixture passes through the central lift column They are discharged through dispersers installed inside the end part of the central elevator column every 200-250 m from the shoe to disperse liquid from the inner surface of the column into a gas-liquid stream, and gas is taken from it with a flow rate that is one and a half times higher than the flow rate required to remove the liquid from it, and the gas flow rate in the annular space is set such a value that it does not exceed the value of the working flow rate. A device in the form of a ring with a conical surface is used as a dispersant, while the height of the dispersant cone is 5-7 mm, the width is 10-14 mm, and the angle between the conical inner surface of the ring and the inner surface of the pipe is 130-140 °. The gas-liquid mixture from the central lift column is separated on the surface to produce gas and liquid, the liquid is disposed of after the extraction of valuable components, and condensate is preliminarily extracted from the gas-condensate well liquid.
Заявленное изобретение поясняется следующим графическим материалом. На фиг. 1 схематично изображен разрез газовой скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной с установленной в центральной лифтовой колонне деспергаторами.The claimed invention is illustrated by the following graphic material. In FIG. 1 schematically shows a section through a gas well equipped with a concentric elevator column with despergators installed in the central elevator column.
Скважина состоит из эксплуатационной колонны 1, основной лифтовой колонны 2, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 3 с образованием межтрубного кольцевого пространства 4. В центральной лифтовой колонне размещены диспергаторы 5. Нижний торец центральной лифтовой колонны 3 размещен ниже торца основной лифтовой колонны 2. Скважина оборудована фонтанной арматурой 6.The well consists of a
На фиг. 2 изображен фрагмент центральной лифтовой колонны с диспергатором, на котором:In FIG. 2 shows a fragment of a central elevator column with a dispersant, on which:
7 - торец трубы лифтовой колонны;7 - end pipe elevator columns;
5 - диспергаторное кольцо;5 - dispersing ring;
а - ширина диспергаторного кольца;a is the width of the dispersing ring;
h - высота конуса диспергаторного кольца;h is the height of the cone of the dispersant ring;
D - внешний диаметр диспергаторного кольца;D is the outer diameter of the dispersing ring;
d - внутренний диаметр диспергаторного кольца.d is the inner diameter of the dispersing ring.
Принцип работы диспергаторного кольца для обеспечения возврата жидкости с внутренней поверхности трубы в общий поток газожидкостной смеси основан на использовании явления гидродинамической неустойчивости Рэлея-Тейлора (Taylor G.l. The instability of liquid surfaces when accelerated in a direction perpendicular to their planes. I. Proc. Roy. Soc., v.A201, p. 192, 1950) и связанного с нею турбулентного перемешивания. Неустойчивость Рэлея-Тейлора развивается на границе раздела двух сред разной плотности, движущейся с ускорением, направленным от более легкой среды к более тяжелой. Газ легче конденсированной среды (жидкости) и поэтому граница между газом и жидким слоем будет неустойчивой, если ускорение направлено от газа к жидкости.The principle of operation of the dispersant ring to ensure the return of liquid from the inner surface of the pipe into the total flow of the gas-liquid mixture is based on the use of the phenomenon of hydrodynamic instability of Rayleigh-Taylor (Taylor Gl The instability of liquid surfaces when accelerated in a direction perpendicular to their planes. I. Proc. Roy. Soc., V. A201, p. 192, 1950) and associated turbulent mixing. The Rayleigh-Taylor instability develops at the interface between two media of different densities, moving with acceleration directed from a lighter medium to a heavier one. Gas is lighter than a condensed medium (liquid) and therefore the boundary between the gas and the liquid layer will be unstable if the acceleration is directed from gas to liquid.
При попадании жидкостного кольца, движущегося за счет взаимодействия с газовым потоком вдоль стенки трубы, на конусную поверхность диспергатора, вектор момента импульса частиц жидкости перенаправляется под углом 45° к вектору момента импульса частиц газа. При достижении вершины конуса поток жидкости разрывается потоком газа в конечном итоге на устойчивые капли, которые вновь переориентируют свой момент импульса, теперь уже вверх по направлению движения потока газа. В результате практически весь объем жидкости диспергируется в газе и в дальнейшем подъем жидкости осуществляется уже не за счет трения слоев газа и жидкости, а за счет силы сопротивления среды при падении в ней частиц по закону Ньютона. Последнее в плане подъема жидкости значительно эффективнее.When a liquid ring, moving due to interaction with the gas flow along the pipe wall, gets on the conical surface of the dispersant, the angular momentum of the liquid particles is redirected at an angle of 45 ° to the angular momentum of the gas particles. Upon reaching the top of the cone, the fluid flow is broken up by the gas flow ultimately into stable drops, which again reorient their angular momentum, now up in the direction of gas flow. As a result, almost the entire volume of liquid is dispersed in the gas, and in the future, the rise of the liquid is no longer due to friction of the layers of gas and liquid, but due to the resistance force of the medium when particles fall in it according to Newton's law. The latter in terms of lifting fluid is much more effective.
Известно, что границы существования пленочно-диспергированной и эмульсионной структур потока мало зависят от диаметра труб и определяются в основном степенью турбулизации потока и свойствами сосуществующих фаз. Предлагаемый способ способствуют переходу пленочно-диспергированной структуры газоводяного потока в эмульсионную структуру капельно-туманного типа, т.к. при этом уже жидкость диспергируется в газе, что приводит к увеличению жидкости в газожидкостном потоке.It is known that the boundaries of the existence of film-dispersed and emulsion flow structures depend little on the diameter of the pipes and are mainly determined by the degree of turbulence of the flow and the properties of the coexisting phases. The proposed method contributes to the transition of the film-dispersed structure of the gas-water stream into the emulsion structure of the drip-fog type, because in this case, the liquid is already dispersed in the gas, which leads to an increase in the liquid in the gas-liquid flow.
При увеличении интервала установки диспергатора более 250 м уменьшается количества жидкости в газожидкостном потоке из-за ее выпадения из системы. Уменьшение интервала установки диспергатора ниже 200 м приводит к повышению газодинамического сопротивления и снижению дебита газа.With an increase in the installation interval of the dispersant of more than 250 m, the amount of liquid in the gas-liquid flow decreases due to its loss from the system. Reducing the installation interval of the dispersant below 200 m leads to an increase in gas-dynamic resistance and a decrease in gas flow rate.
Уменьшение высоты кольца диспергатора менее 5 мм приводит к снижению эффективность диспергации жидкости в газожидкостной поток, а при увеличении высоты кольца более 7 мм увеличивается газодинамическое сопротивление и соответственно снижается дебит газа.A decrease in the height of the dispersant ring less than 5 mm leads to a decrease in the efficiency of dispersing the liquid into the gas-liquid flow, and with an increase in the height of the ring more than 7 mm the gas-dynamic resistance increases and, accordingly, the gas flow rate decreases.
Ширина диспергатора 10-14 мм обеспечивает оптимальный угол между конусной внутренней поверхностью кольца и внутренней поверхностью трубы и надежное соединение с трубой лифтовой колонны. При изменении этих параметров выше или ниже предельных значений приводит к снижению эффективность диспергации жидкости в газожидкостной поток и уменьшению количества удаляемой жидкости из скважины.The width of the dispersant 10-14 mm provides the optimum angle between the conical inner surface of the ring and the inner surface of the pipe and reliable connection with the pipe of the elevator column. When these parameters are changed above or below the limit values, the dispersion of the liquid into the gas-liquid flow decreases and the amount of liquid removed from the well decreases.
При повышении угла между конусной части диспергатора и внутренней поверхностью трубы более 140° снижается эффективность диспергации жидкости в газожидкостной поток, а при его снижении менее 130° увеличивается газодинамическое сопротивление, что приводит к снижению дебита газа.With an increase in the angle between the conical part of the dispersant and the inner surface of the pipe more than 140 °, the efficiency of dispersing the liquid into the gas-liquid flow decreases, and when it decreases below 130 °, the gas-dynamic resistance increases, which leads to a decrease in the gas flow rate.
Преимуществами заявляемого способа эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины являются: обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя скважины путем ее подъема на дневную поверхность за счет использования энергии собственного газового потока добычной скважины при сохранении дебита газа и попутное извлечение ценных компонентов из пластовых промышленных вод.The advantages of the proposed method of operating an irrigated gas or gas condensate well are: providing effective removal of fluid from the bottom of the well by raising it to the surface by using the energy of its own gas flow from the production well while maintaining the gas flow rate and the associated recovery of valuable components from the produced industrial water.
Таким образом, отличительным признаком предлагаемого способа является преобразование пленочно-дисперсионной структуры газожидкостного потока в эмульсионную за счет периодического диспергирования жидкости с внутренней поверхности лифтовой колонны в газожидкостной поток с помощью диспергаторных колец.Thus, the hallmark of the proposed method is the transformation of the film-dispersion structure of the gas-liquid stream into an emulsion due to the periodic dispersion of the liquid from the inner surface of the elevator column into the gas-liquid stream using dispersant rings.
Предлагаемое изобретение поясняется конкретным примером осуществления заявленного способа и прилагаемым чертежами (см. фиг. 1 и фиг. 2).The invention is illustrated by a specific embodiment of the inventive method and the accompanying drawings (see Fig. 1 and Fig. 2).
ПримерExample
Для расчета основных показателей необходимо сначала определить скорость и расход газа, обеспечивающие вынос жидкости с забоя скважины движущейся потоком газа, по формулам Тернера [Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - Томск, Издательство Томского политехнического университета, 2012. - 272 с.].To calculate the main indicators, it is first necessary to determine the gas velocity and flow rate, which ensure the removal of fluid from the bottom of the well by a moving gas stream, according to Turner's formulas [Arbuzov V.N. Operation of oil and gas wells. - Tomsk, Publishing house of the Tomsk Polytechnic University, 2012. - 272 p.].
С учетом данных по разности между минимальным и максимальным давлениями депрессионной воронки на примере Уренгойской площади, а также данных не превышения депрессии в размере 30% от пластового для расчета величина забойного давления Рз принято 16,6 атм.Taking into account the data on the difference between the minimum and maximum pressures of the depression funnel using the example of the Urengoy area, as well as data not exceeding the depression of 30% of the reservoir, 16.6 atm is used for the calculation of the bottomhole pressure P s .
При этом скорость потока газа составит:The gas flow rate will be:
Расход газа для выноса жидкости:Gas flow rate for fluid removal:
Возможные объемы жидкости, извлекаемые в составе газожидкостного потока, можно оценить по методике Крылова А.П. [Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М., «Недра», 1973. - 384 с.]Possible volumes of liquid extracted in the gas-liquid stream can be estimated by the method of A.P. Krylov [Muravyov V.M. Operation of oil and gas wells. - M., "Nedra", 1973. - 384 p.]
Дебиты жидкости и расход газа определяются по следующим формулам:Liquid flow rates and gas flow rate are determined by the following formulas:
где Qмaкс и Qопт максимальный и оптимальный дебит жидкости, т/сут.;where Q max and Q opt the maximum and optimal flow rate of the liquid, t / day .;
Rмакс и Rопт - максимальный и оптимальный расход газа, м3/т;R max and R opt - maximum and optimal gas flow, m 3 / t;
d - внутренний диаметр лифтовой колонны НКТ, мм;d is the inner diameter of the tubing string, mm;
ρ - плотность жидкости, кг/м3;ρ is the density of the liquid, kg / m 3 ;
p1 и р2 - давления у башмака и у устья соответственно, Па;p 1 and p 2 - pressure at the shoe and at the mouth, respectively, Pa;
L - длина колонны НКТ, м.L is the length of the tubing string, m
Для расчетов приняты следующие значения: L - 1135 м; d - 62 мм; ρ - 1100 кг/м3; p1 -1660000 Па и р2- 850000 Па.The following values are accepted for calculations: L - 1135 m; d - 62 mm; ρ - 1100 kg / m 3 ; p 1 -1660000 Pa and p 2 - 850,000 Pa.
Расчетные величины дебита жидкости и расхода газа приведены в таблице 1.The estimated flow rates of the liquid and gas flow are shown in table 1.
Осуществление предлагаемого способа рассматривается на примере его реализации для обводненных скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения, где основная газоносная залежь расположена в сеноманских отложениях (1030-1277 м). Исходный дебит опытной скважины - 130 тыс. м3/сут. Пластовые воды содержат промышленные концентрации йода.The implementation of the proposed method is considered on the example of its implementation for flooded wells of the Urengoy gas condensate field, where the main gas-bearing deposit is located in the Cenomanian deposits (1030-1277 m). The initial production rate of the experimental well is 130 thousand m 3 / day. Formation water contains industrial concentrations of iodine.
В эксплуатационную колонну (1) диаметром 219 мм обводненной газовой скважины спускают основную лифтовую колонну (2) диаметром 168 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну (3) диаметром 73 мм с установленными внутри торцевой части труб (7) диспергаторными кольцами (4) через каждые 200-250 м от башмака и размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны. При этом высота конуса диспергаторного кольца (h) составляет 5-7 мм, ширина (а) - 10-14 мм, а угол между конусной внутренней поверхностью кольца и внутренней поверхностью трубы - 130-140°. Основная и центральная лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство (4).The main lift string (2) with a diameter of 168 mm is lowered into the production casing (1) with a diameter of 219 mm of a water-cut gas well. In addition, the central lift column (3) with a diameter of 73 mm is lowered with disperser rings (4) installed inside the end of the pipe (7) every 200-250 m from the shoe and the lower end of the central lift column is placed 2 m below the end of the main lift column . The height of the cone of the dispersing ring (h) is 5-7 mm, the width (a) is 10-14 mm, and the angle between the conical inner surface of the ring and the inner surface of the pipe is 130-140 °. The main and central elevator columns form an annular space (4).
Скважину оборудуют фонтанной арматурой (6), включающей трубопроводы устьевой обвязки, первый трубопровод устьевой обвязки соединяют с межтрубным кольцевым пространством (МКП), второй - с трубным пространством центральной лифтовой колонны (ЦЛК).The well is equipped with fountain fittings (6), including the wellhead piping, the first wellhead piping is connected to the annular annular space (MCP), the second - to the pipe space of the central lift column (CLC).
Выход второго трубопровода устьевой обвязки от ЦЛК соединяют с сепаратором для отделения жидкости.The output of the second wellhead piping from the central heating plant is connected to a separator to separate the liquid.
После подключения скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству с подачей газа в газосборный коллектор. Вынос жидкости из скважины происходит по центральной лифтовой колонне за счет управления дебитом газа. Для этого производится непрерывный контроль расхода газа по всей скважине и из межколонного кольцевого пространства. При этом скорость газожидкостной смеси в ЦЛК поддерживается выше 7 м/с.Отбор газа по ЦЛК ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (50 тыс. м3/сут). Дебит газа по МКП задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (130 тыс. м3/сут). Газожидкостную смесь из ЦЛК подвергают сепарации с получением газа и жидкости. Добываемая жидкость направляют на утилизацию после извлечения ценных компонентов. При наличии в жидкости газового конденсата его предварительно отделяют до извлечения ценных компонентов.After connection, the well is mastered and put into operation. Gas sampling is carried out simultaneously along the central lift column and the annular space with gas supply to the gas collection manifold. The removal of fluid from the well takes place along the central lift column by controlling the gas flow rate. For this, gas flow is continuously monitored throughout the well and from annular annular space. At the same time, the gas-liquid mixture velocity in the CLK is maintained above 7 m / s. The gas is taken from the CLK with a flow rate that exceeds one and a half times the minimum flow rate required for the removal of fluid from the bottom of the well (50 thousand m 3 / day). The gas flow rate according to the MCP is set so that it does not exceed the value of the working flow rate (130 thousand m 3 / day). The gas-liquid mixture from CLK is subjected to separation to obtain gas and liquid. The produced fluid is sent for disposal after the recovery of valuable components. If there is gas condensate in the liquid, it is preliminarily separated before the recovery of valuable components.
Результаты проведенных исследований с учетом расчетных параметров приведены в таблице 2.The results of the studies, taking into account the calculated parameters are shown in table 2.
Таким образом, по предлагаемому способу обеспечивается добыча жидкости по центральной лифтовой колонне в объеме 15,1-15,8 м3/сут при сохранении дебита газа. Дебит газа по ЦЛК составляет примерно третью часть от общего объема добычи газа скважины. При этом предотвращается «самозадавливание» и обеспечивается нормальный режим эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины.Thus, the proposed method provides for the production of fluid through the Central lift column in the amount of 15.1-15.8 m 3 / day while maintaining the flow rate of gas. The gas production by the CLK is approximately one third of the total gas production of the well. At the same time, “self-jamming” is prevented and a normal mode of operation of a gas or gas condensate well is ensured.
Реализация способа для газоконденсатных скважин позволит получить вместе с пластовой водой и газовый конденсат. После отделения конденсата пластовые промышленные воды перед утилизацией перерабатывают с получением ценной химической и редкометальной продукции, что обеспечивает диверсификацию продукции скважины и получение дополнительного дохода.The implementation of the method for gas condensate wells will allow to obtain gas condensate together with produced water. After condensate is separated, produced industrial water is processed before disposal to produce valuable chemical and rare-metal products, which ensures diversification of well products and additional income.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145778A RU2708430C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145778A RU2708430C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708430C1 true RU2708430C1 (en) | 2019-12-06 |
Family
ID=68836696
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018145778A RU2708430C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708430C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733585C1 (en) * | 2019-12-16 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of well operation at the final stage of development of gas deposits |
| RU2741173C1 (en) * | 2020-03-02 | 2021-01-22 | Дмитрий Валерьевич Хачатуров | Method and system for optimization of operation of water-flooded gas or gas condensate well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1312158A1 (en) * | 1985-05-08 | 1987-05-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Apparatus for producing homogeneous gas-liquid flow in well |
| SU1760094A1 (en) * | 1989-08-07 | 1992-09-07 | Управление по транспортировке газа "Газлитрансгаздобыча" | Device for producing gas-liquid flow in well |
| US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
| RU1392984C (en) * | 1986-06-25 | 1994-09-30 | Муллаев Берт Тау-Султанович | Gas lift |
| RU2058476C1 (en) * | 1993-06-22 | 1996-04-20 | Аман Непесович Мурадов | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
| UA61262A (en) * | 2002-11-19 | 2003-11-17 | Mykola Mykolaiovych Lylak | Method for gaslift oil extraction and appliance for its implementation |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
-
2018
- 2018-12-24 RU RU2018145778A patent/RU2708430C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1312158A1 (en) * | 1985-05-08 | 1987-05-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Apparatus for producing homogeneous gas-liquid flow in well |
| RU1392984C (en) * | 1986-06-25 | 1994-09-30 | Муллаев Берт Тау-Султанович | Gas lift |
| SU1760094A1 (en) * | 1989-08-07 | 1992-09-07 | Управление по транспортировке газа "Газлитрансгаздобыча" | Device for producing gas-liquid flow in well |
| US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
| RU2058476C1 (en) * | 1993-06-22 | 1996-04-20 | Аман Непесович Мурадов | Gear removing fluid from gas and gas-and-condensate wells |
| UA61262A (en) * | 2002-11-19 | 2003-11-17 | Mykola Mykolaiovych Lylak | Method for gaslift oil extraction and appliance for its implementation |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733585C1 (en) * | 2019-12-16 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of well operation at the final stage of development of gas deposits |
| RU2741173C1 (en) * | 2020-03-02 | 2021-01-22 | Дмитрий Валерьевич Хачатуров | Method and system for optimization of operation of water-flooded gas or gas condensate well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9359878B2 (en) | Split flow pipe separator | |
| EP1986785A1 (en) | In-line separator | |
| EP2904201B1 (en) | Multiphase separation system and method | |
| US20220396502A1 (en) | Bubble size monitoring and control | |
| RU2708430C1 (en) | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well | |
| EP2877264B1 (en) | Multiphase separation system | |
| Hatzlavramidis | Modeling and design of jet pumps | |
| RU135390U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION AND TRANSPORTATION OF OIL WELL PRODUCTS | |
| US20190024491A1 (en) | Apparatuses and systems for regulating flow from a geological formation, and related methods | |
| RU2638236C1 (en) | Method for preventing formation of plug of gas-liquid mixture flow in non-straight well or pipeline | |
| CN204159074U (en) | A kind of oil water separator | |
| US5899273A (en) | Eductor/ejector apparatus and the process for increasing fluid recovery from geothermal wells | |
| EP1476242B1 (en) | Process for the transformation of gas/liquid flow to laminar or stratified flow | |
| Fedorov et al. | Increasing of operation efficiency of low pressure gas wells by using of gas-jet device's | |
| RU2733585C1 (en) | Method of well operation at the final stage of development of gas deposits | |
| Meng et al. | Study of the Performance of a New Kind of Downhole Gas-Liquid Separation with High Gas Content | |
| Samsuri et al. | Valve nozzle shape effect on gas lift system performance | |
| Liang et al. | Performance study of self‐excited oscillatory cyclone drainage tool to improve the efficiency of natural gas well drainage and gas recovery | |
| Zhang et al. | Optimal design of the linkage between two downhole hydrocyclones in series | |
| RU2171365C1 (en) | Method of fluid recovery from well and device for its embodiment | |
| Murashov | Severe slugging phenomenon and a novel method for its mitigation based on the Surface Jet Pump technology | |
| RU97932U1 (en) | TUBE PHASE DIVIDER | |
| RU75647U1 (en) | TUBE WATER DISCHARGE INSTALLATION | |
| Wang et al. | Experimental Study of Down Hole Gas Liquid Separators | |
| Ledkov et al. | Flow forces acting on particles in the flow in a well and slotted filter |