RU2722897C1 - Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid - Google Patents
Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2722897C1 RU2722897C1 RU2019143779A RU2019143779A RU2722897C1 RU 2722897 C1 RU2722897 C1 RU 2722897C1 RU 2019143779 A RU2019143779 A RU 2019143779A RU 2019143779 A RU2019143779 A RU 2019143779A RU 2722897 C1 RU2722897 C1 RU 2722897C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- pressure
- valves
- lift
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 95
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
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)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.The invention relates to the gas industry, in particular to the operation of gas and gas condensate wells.
Продолжительное по времени накопление жидкости на забое газовых и газоконденсатных скважин приводит к их самозадавливанию и, как следствие, остановке в работе, поэтому разрабатываются различные способы, позволяющие избежать накопления воды на забое, обеспечивая бесперебойную эксплуатацию скважин.The long-term accumulation of liquid at the bottom of gas and gas condensate wells leads to their self-jamming and, as a consequence, to shutdown, therefore, various methods are developed to avoid accumulation of water at the bottom, ensuring uninterrupted operation of the wells.
Известен Способ эксплуатации обводненных газовых скважин [RU №2484239, опубликовано 10.06.2013], включающий осуществление перфорации эксплуатационной колонны ниже уровня текущего газоводяного контакта; спуск в скважину дополнительной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 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 1 МПа; 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 колоннах 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.A known method of operating waterlogged gas wells [RU No. 2484239, published 06/10/2013], including the implementation of the perforation of the production string below the level of the current gas-water contact; descent into the well of an additional string of tubing of small diameter with the layout of the downhole equipment, lower than 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 on liquid bottom; supplying high-pressure gas to the string of tubing of small diameter from a compressor or donor well installed on the day surface with wellhead pressure above the hydrostatic pressure at the absolute hypsometric mark corresponding to the location of the process openings of the receiving well by more than 1 MPa; 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.
Недостатком известного способа является высокая стоимость применяемого устройства, выражающаяся в высокой металлоемкости - в скважину спускаются две колонны лифтовых НКТ. Кроме того, интенсивное использование перепускного и обратного клапанов в составе описываемого устройства может привести к выходу их из строя в следствии потери работоспособности или их герметичности. Потеря работоспособности указанного оборудования приведет к необходимости проведения капитального ремонта с использованием подъемного агрегата с извлечением колонн НКТ на поверхность и последующей заменой неработоспособного оборудования. Длительное применение пакера при разобщении газонасыщенного и водонасыщенного интервала в стволе скважины может привести к потере герметичности устройства - возникновению межпластового перетока из водонасыщенной части пласта в газонасыщенную по пространству между внешней поверхностью пакера и внутренней стенкой эксплуатационной колонны. Сообщение водонасыщенной и газонасыщенной части пласта по стволу скважины приведет к оттеснению водой газа от ствола скважины, что сделает невозможным дальнейшую эксплуатацию газовой или газоконденсатной скважины по прямому назначению.The disadvantage of this method is the high cost of the device, expressed in high metal consumption - two columns of tubing tubing are lowered into the well. In addition, the intensive use of the bypass and check valves as part of the described device can lead to their failure due to loss of performance or their tightness. The loss of operability of the specified equipment will lead to the need for major repairs using a lifting unit with the extraction of tubing string to the surface and the subsequent replacement of inoperative equipment. Prolonged use of the packer when disconnecting the gas-saturated and water-saturated interval in the wellbore may lead to a loss of tightness of the device — the occurrence of inter-reservoir flow from the water-saturated part of the formation into the gas-saturated space between the outer surface of the packer and the inner wall of the production string. The communication of the water-saturated and gas-saturated part of the formation along the wellbore will lead to the displacement of gas from the wellbore by water, which will make it impossible to further use a gas or gas condensate well for its intended purpose.
Из уровня техники известен наиболее близкий к заявляемому изобретению Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин [RU №2679174, опубликовано 06.02.2019]. Сущность изобретения заключается в установке на куст обводняющихся скважин модульной компрессорной установки (МКУ), прокладке дополнительного технологического трубопровода к каждой скважине куста и соединении его с их нижними задавочными линиями. Технологический трубопровод оснащают системой задвижек, открытие и закрытие которых осуществляется с помощью управляющего комплекса. При накоплении на забое какой-нибудь из скважин жидкостной пробки, управляющий комплекс открывает соответствующую запорную арматуру и обеспечивает подачу компримированного газа из МКУ в затрубное пространство скважины. Способ заключается в объединении одним газосборным коллектором куста обводняющихся газовых скважин, оборудованных по беспакерной схеме с последующим монтажом технологического трубопровода от модульной компрессорной установки до газофакельного устройства. Ликвидация столба жидкости происходит путем открытия запорной арматуры на задавочной линии каждой скважины с одновременной подачей компрированного газа от модульной компрессорной установки в затрубное пространство скважины. После ликвидации столба жидкости запорную арматуру задавочной линии закрывают.The prior art method closest to the claimed invention is a method of operating a bush of waterlogged gas wells [RU No. 2679174, published on 02/06/2019]. The essence of the invention consists in installing a modular compressor unit (MKU) on a bush of waterlogged wells, laying an additional process pipeline to each well in the bush and connecting it to their lower feed lines. The technological pipeline is equipped with a system of valves, the opening and closing of which is carried out using the control complex. When a plug is accumulated at the bottom of any of the wells, the control complex opens the corresponding shutoff valves and ensures the supply of compressed gas from the MCU to the annulus of the well. The method consists in combining a well of watered gas wells equipped with a packer-less scheme with a single gas collector, followed by the installation of a process pipeline from a modular compressor unit to a gas torch device. Liquidation of the liquid column occurs by opening the shutoff valves on the filling line of each well while supplying the compressed gas from the modular compressor unit to the annulus of the well. After the liquid column has been eliminated, the shut-off line valves are closed.
Недостатком известного технического решения является отсутствие возможности ликвидации столба жидкости на одиночных и удаленных газовых и газоконденсатных скважинах ввиду отсутствия на них модульной компрессорной станции. Также недостатком является низкая эффективность применения известного способа на газовых и газоконденсатных скважинах с низким пластовым давлением, так как под давлением нагнетаемого газа по затрубному пространству скважины часть забойной жидкости оттесняется в продуктивный пласт.A disadvantage of the known technical solution is the inability to eliminate a liquid column in single and remote gas and gas condensate wells due to the lack of a modular compressor station. Another disadvantage is the low efficiency of the application of the known method in gas and gas condensate wells with low reservoir pressure, since under the pressure of the injected gas through the annulus of the well, part of the bottomhole fluid is pushed into the reservoir.
Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является обеспечение бесперебойной эксплуатации одиночных и удаленных газовых и газоконденсатных скважин с одновременным или периодическим выносом жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя скважины.The technical problem to which the invention is directed is to ensure uninterrupted operation of single and remote gas and gas condensate wells with simultaneous or periodic removal of liquid (water and / or retrograde gas condensate) from the bottom of the well.
Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы газовых или газоконденсатных скважин за счет своевременной очистки призабойной зоны от жидкости и увеличения межремонтного периода скважин. Своевременная очистка призабойной зоны от скопившейся жидкости исключает длительный простой скважины, в то же время, применение заявляемого способа позволяет эксплуатировать газовые или газоконденсатные скважины с высоким значением обводненности продукции с постоянной подачей газа в затрубное пространство.The technical result consists in ensuring the uninterrupted operation of gas or gas condensate wells due to timely cleaning of the bottom-hole zone from liquid and an increase in the overhaul period of wells. Timely cleaning of the bottom-hole zone from accumulated fluid eliminates a long idle time, at the same time, the application of the proposed method allows the exploitation of gas or gas condensate wells with a high water cut value with a constant flow of gas into the annulus.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе бесперебойной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий вынос скапливающейся забойной жидкости определяют диапазоны давлений в скважине при статическом режиме с последующим расчетом давлений открытия газлифтных клапанов, настраивают газлифтные клапана на рассчитанное давление, после чего лифтовую колонну насосно-компрессорных труб, герметично соединенных друг с другом при помощи муфтовых соединений, с вмонтированными в нижнюю часть лифтовой колонны скважинными камерами, оборудованными газлифтными клапанами опускают в заглушенную газовую или газоконденсатную скважину до глубины расположения отверстий интервала перфорации при проведении геолого-технических мероприятий, при этом расчет глубины расположения скважинных камер с газлифтными клапанами производят в зависимости от термобарических условий по стволу скважины, дебита газовой или газоконденсатной скважины, объема водопритока и объема ретроградного конденсата, после чего осуществляют подачу газлифтного газа или газа мобильной компрессорной установки в затрубное пространство скважины с расчетным давлением при котором происходит открытие газлифтных клапанов, и далее путем увеличения давления газлифтного газа создают барботирование столба жидкости, приводящего к вытеснению газожидкостного потока с забоя по колонне лифтовых насосно-компрессорных труб, и через предварительно открытые задвижки, одновременно осуществляют контроль выноса жидкости с одновременным отбором пробы жидкости на устье скважины. После прекращение выноса жидкости, сопровождаемого снижением устьевого давления и отсутствием жидкости в пробе, отбираемой на устье скважины, прекращают подачу газлифтного газа в затрубное пространство скважины, в результате чего при снижении давления происходит закрытие газлифтных клапанов скважинных камер, после чего производится закрытие задвижек.The specified technical result is achieved by the fact that in the method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, which ensures the accumulation of accumulated bottomhole fluid, the pressure ranges in the well are determined under static conditions, followed by the calculation of the opening pressures of the gas lift valves, the gas lift valves are adjusted to the calculated pressure, after which the pump compressor pipes hermetically connected to each other by means of sleeve couplings, with downhole chambers mounted in the lower part of the lift string and equipped with gas lift valves, are lowered into a plugged gas or gas condensate well to the depth of the perforation interval holes during geological and technical measures, while calculating the depth the location of the well chambers with gas lift valves is carried out depending on the thermobaric conditions along the wellbore, the flow rate of a gas or gas condensate well, the volume of water inflow and the volume of retrograde of the condensate gas, after which gas-lift gas or gas from the mobile compressor unit is supplied into the annulus of the well with a design pressure at which the gas-lift valves open, and then, by increasing the pressure of the gas-lift gas, a liquid column is bubbled up, which displaces the gas-liquid flow from the bottom of the bottom along the lift pump string -compressor pipes, and through previously open valves, simultaneously monitor the removal of fluid with simultaneous sampling of fluid at the wellhead. After the termination of the outflow of fluid, accompanied by a decrease in wellhead pressure and the absence of fluid in the sample taken at the wellhead, the gas-lift gas is cut off to the annulus of the well, as a result of which, when the pressure decreases, the gas-lift valves of the well chambers are closed, and then the shutters are closed.
Наличие газлифтных клапанов позволяет постепенно проводить ликвидацию столба забойной жидкости в направлении «сверху-вниз», что не позволяет подаваемому газу в затрубное пространство оттеснять накопившуюся жидкость в продуктивный пласт.The presence of gas lift valves allows the gradual liquidation of the bottom hole column in the “top-down” direction, which does not allow the gas supplied to the annulus to push the accumulated liquid into the reservoir.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 схематично представлен общий вид обводнившейся газовой или газоконденсатной скважины, на фиг. 2 скважина с обозначением потоков движения газлифтного газа и выносимой газожидкостной смесиThe invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 schematically shows a general view of a watered gas or gas condensate well; FIG. 2 well with the designation of the flows of gas-lift gas and gas-liquid mixture
По заявляемому способу скважина включает следующие элементы: линия подачи газлифтного газа в скважину 1 (фиг. 1, 2), задвижка линии подачи газлифтного газа 2, аварийная задвижка рабочей струны затрубного пространства скважины 3, рабочая задвижка рабочей струны затрубного пространства скважины 4, манометр измерения давления подачи газлифтного газа в затрубное пространство 5, затрубное пространство скважины (пространство между лифтовыми НКТ и эксплуатационной колонной) 6, скважинные камеры с газлифтными клапанами 7, колонна лифтовых насосно-компрессорных труб 8, рабочая задвижка верхней выкидной струны 9, аварийная задвижка верхней выкидной струны 10, задвижка регулируемого углового штуцера 11, рабочая задвижка газосборного коллектора 12According to the inventive method, the well includes the following elements: the gas-lift gas supply line to the well 1 (Fig. 1, 2), the gas-lift gas supply line valve 2, the emergency shutter of the working string of the annular space of the
Способ осуществляется следующим образом. Газ системы компрессорного газлифта (или мобильной азотной компрессорной станции) открытием задвижек 2, 3, 4 подается в затрубное пространство 6 газовой или газоконденсатной скважины с фиксацией давления подачи по манометру 5. В процессе нагнетания газа в затрубное пространство скважины в интервале расположения скважинных камер 7 с газлифтными клапанами, создается определенное избыточное давление, при котором происходит открытие газлифтных клапанов. Подаваемый в затрубное пространство газ системы компрессорного газлифта (или мобильной компрессорной станции) проходит через открытые газлифтные клапана и через барботирование столба жидкости создает необходимые критические скорости восходящего газожидкостного потока. При открытии задвижек 9, 10, 11, 12 происходит вынос накопившейся жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя скважины через колонну лифтовых насосно-компрессорных труб 8. После отработки газовой или газоконденсатной скважины от накопившейся забойной жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) производится закрытие задвижек 2, 3, 4, прекращая подачу газлифтного газа в затрубное пространство скважины, и соответственно, снижается избыточное давление в интервале расположения скважинных камер 7, в следствии чего происходит закрытие газлифтных клапанов.The method is as follows. The gas of the compressor gas lift system (or mobile nitrogen compressor station) is opened by opening the
Предлагаемый способ опробован на газоконденсатной скважине №6449 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Глубины установки газлифтных клапанов в колонне лифтовых НКТ определялись в зависимости от пластового давления и объема скапливающейся на забое жидкости, наличие которой исключала нормальную эксплуатацию скважины и могло привести к ее остановке. Были проведены расчеты необходимого объема газа, диаметров и зарядки газлифтных клапанов, для своевременного открытия и закрытия. В ходе расчетов учитывалось: глубина расположения клапанов, изменение давления и температурный градиент по стволу скважины, дебит образующейся на забое жидкости, давление подачи рабочего агента, а также термобарические параметры при зарядке на стенде. После проведения необходимых расчетов компоновка НКТ и скважинных камер с газлифтными клапанами была спущена в скважину до глубины 2766 м. так, как интервалы перфорационных отверстий находились в интервалах: 2738,4-2742,4 м, 2745,8-2748,0 м, 2776,4-2800,0 м.The proposed method was tested on a gas condensate well No. 6449 of the Urengoy oil and gas condensate field. The depths of installation of gas lift valves in the tubing string were determined depending on the reservoir pressure and the volume of fluid accumulating at the bottom, the presence of which excluded the normal operation of the well and could lead to its shutdown. Calculations were made of the required gas volume, diameters and charging of gas lift valves, for timely opening and closing. The calculations took into account: the depth of the valves, the pressure change and the temperature gradient along the wellbore, the flow rate of the liquid formed at the bottom of the well, the pressure of the working agent, as well as the thermobaric parameters when charging on the stand. After performing the necessary calculations, the layout of the tubing and downhole chambers with gas lift valves was lowered into the well to a depth of 2766 m, since the intervals of perforations were in the intervals: 2738.4-2742.4 m, 2745.8-2748.0 m, 2776 , 4-2800.0 m.
В процессе эксплуатации указанной скважины было зафиксировано снижение буферного давления с 4,3 МПа до 3,1 МПа, в результате было принято решение о проведении отработки скважины по заявляемому способу. Далее, при закрытых задвижках верхней выкидной струны путем подачи газлифтного газа, с целью открытия газлифтных клапанов, в затрубном пространстве скважины было создано избыточное давление в диапазоне 5,1-5,5 МПа. При наборе давления на устье скважины до значения 4,7 МПа было произведено открытие задвижек верхней рабочей струны. Контроль выноса газожидкостной смеси осуществлялся мониторингом устьевых параметров скважины с одновременным отбором пробы жидкости на устье скважины. В процессе отработки на устье скважины производились отборы проб жидкости в виде смеси воды и газового конденсата. Начало обильного выноса жидкости было охарактеризовано увеличением устьевого давления в среднем на 10-20% от начального значения и составило 4,5 МПа. Прекращение выноса жидкости сопровождалось снижением устьевого давления до 4,1 МПа и отсутствием жидкости в отбираемой пробе. По истечении 5 часов отработки параметры работы скважины стабилизировались, устьевое давление составило 4,4 МПа при затрубном - 5,1 МПа. После стабилизации параметров работы скважины подача газлифтного газа в скважину была прекращена закрытием задвижек рабочей струны затрубного пространства. При практическом применении заявляемого способа общее время отработки газоконденсатной скважины №6449 составило около 6 часов.During the operation of this well, a decrease in buffer pressure was recorded from 4.3 MPa to 3.1 MPa, as a result, it was decided to conduct well testing by the claimed method. Further, with closed valves of the upper discharge string by supplying gas-lift gas, in order to open the gas-lift valves, an overpressure in the range of 5.1-5.5 MPa was created in the annulus of the well. When the pressure at the wellhead was set to a value of 4.7 MPa, the valves of the upper working string were opened. The control of the removal of the gas-liquid mixture was carried out by monitoring the wellhead parameters of the well with the simultaneous sampling of fluid at the wellhead. In the process of testing at the wellhead, liquid samples were taken in the form of a mixture of water and gas condensate. The beginning of abundant fluid removal was characterized by an increase in wellhead pressure by an average of 10-20% of the initial value and amounted to 4.5 MPa. The cessation of fluid outflow was accompanied by a decrease in wellhead pressure to 4.1 MPa and the absence of fluid in the sample taken. After 5 hours of development, the well operation parameters stabilized, wellhead pressure was 4.4 MPa with an annular pressure of 5.1 MPa. After stabilization of the well operation parameters, the gas lift gas supply to the well was stopped by closing the valves of the working string of the annulus. In the practical application of the proposed method, the total time for the development of gas condensate well No. 6449 was about 6 hours.
Предлагаемый способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, позволяет обеспечить своевременное удаление накопившейся жидкости (воды и/или ретроградного газового конденсата) с забоя газовых или газоконденсатных скважин, позволяет предотвратить простои скважин, связанные с нарушением технологического режима их работы, а также позволяет увеличить межремонтный период эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.The proposed method of operating gas and gas condensate wells allows timely removal of accumulated liquid (water and / or retrograde gas condensate) from the bottom of gas or gas condensate wells, prevents well downtime associated with a violation of the technological regime of their operation, and also allows to increase the overhaul period of operation gas and gas condensate wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143779A RU2722897C1 (en) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143779A RU2722897C1 (en) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2722897C1 true RU2722897C1 (en) | 2020-06-04 |
Family
ID=71067847
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019143779A RU2722897C1 (en) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2722897C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2162139C2 (en) * | 1998-11-17 | 2001-01-20 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Method of cyclic pulse gas-lift production of fluid |
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| US8573310B2 (en) * | 2004-10-07 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Gas lift apparatus and method for producing a well |
| US9689241B2 (en) * | 2014-11-26 | 2017-06-27 | General Electric Company | Gas lift valve assemblies having fluid flow barrier and methods of assembling same |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
-
2019
- 2019-12-23 RU RU2019143779A patent/RU2722897C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2162139C2 (en) * | 1998-11-17 | 2001-01-20 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Method of cyclic pulse gas-lift production of fluid |
| US8573310B2 (en) * | 2004-10-07 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Gas lift apparatus and method for producing a well |
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| US9689241B2 (en) * | 2014-11-26 | 2017-06-27 | General Electric Company | Gas lift valve assemblies having fluid flow barrier and methods of assembling same |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
| AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| AU2015213301B2 (en) | Valve system | |
| US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| US20200355050A1 (en) | Valve system | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2722897C1 (en) | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU68588U1 (en) | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| GB2586210A (en) | Method to control a wellbore bottom hole pressure | |
| RU52917U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS | |
| US20190352985A1 (en) | Method and Apparatus for Maintaining Bottom Hole Pressure During Connections | |
| RU2193648C2 (en) | Method of periodic operation of marginal wells by deep-well pumping unit | |
| RU60615U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2788367C2 (en) | Method for pressure control at bottom of wellbore | |
| RU2563268C2 (en) | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation | |
| EA043017B1 (en) | SYSTEM FOR GAS-LIFT MECHANIZED OPERATION OF A LOW-PRESSURE WELL |