SU1002531A1

SU1002531A1 - Apparatus for removing liquid from gas wells

Info

Publication number: SU1002531A1
Application number: SU803002054A
Authority: SU
Inventors: Ирмухамат Халисматов; Евгений Павлович Куликов; Исмаил Исхакович Дивеев; Ирек Галеевич Габдуллин; Абдужамиль Садыков; Николай Иванович Чернов; Виктор Степанович Матвеев
Original assignee: Ташкентский Ордена "Дружбы Народов" Политехнический Институт Им.А.Р.Беруни
Priority date: 1980-10-28
Filing date: 1980-10-28
Publication date: 1983-03-07

Description

изобретение относитс к устройствам дл удалени жидкости и может быть использовано в газодобывающей промышленности при эксплуатации обво н ющихс скважин. Известно устройство дл удалени жидкости, содержащее колонну подъемных труб и механизм подъема жидкости сущность которого состоит в том, что эксплуатаци газовой скважины ведетс по затрубному пространству, а при накоплении на забое жидкости отбор газа из затрубного пространства прекращаетс , газ из подъемных труб выпускаетс в атмосферу, при этом жидкость под давлением газа из затру ного пространства поднимаетс на поверхность 13. Наиболее близким к изобретению техническим решением вл етс устрой ство дл удалени жидкости из газовы скважин, содержащее перфорированную обсадную колонну, подъемную колонну и диспергаторы, установленные последовательно по ее длине 2. Недостатком этого устройства в-. л ютс большие потери давлени газа, так как каждый диспергатор представл ет собой штуцер, через который дви жетс газожидкостной поток. Кроме то го, известное устройство невозможно использовать при низких пластовых давлени х, когда скорость газа недостаточна дл выноса жидкости. Цель изобретени - интенсификаци процесса удалени жидкости из газовых скважин. Поставленна цель достигаетс тем, что в устройстве дл удалени жидкости из газовых скважин, содержащем перфорированную обсадную колонну, подъемную колонну и диспергаторы, установленные последовательно по ее длине, последние выполнены в виде замкнутых объемов, образованных конусными манжетами, установленными между обсадной и подъемной колоннами, а в подъемной колонне выполнены отверсти , суммарна площадь которых меньше суммарной площади обсадной колонны . При этсм конусные манжеты вьтолне ны из упругого материала и установлены в интервале продуктивного плас та. При эксплуатации газовой скважины пластова aofia, поступающа с газом в скважину, частично выноситс газом, а частично остаетс % скважие . При этс н, по мере накоплени ноThe invention relates to liquid removal devices and can be used in the gas industry in the operation of roundabout wells. A liquid removal device is known, which contains a column of risers and a liquid rise mechanism, the essence of which is that the gas well is operated through the annulus, and when the liquid is accumulated at the bottom of the hole, the gas from the annulus is released into the atmosphere, at the same time, the liquid rises to the surface 13 under the pressure of gas from the saturation space 13. The closest technical solution to the invention is a device for removing liquid from the gas. s wells comprising a perforated casing, a lifting column and dispersants in series along the length of in- 2. A disadvantage of this device. There are large gas pressure losses, since each dispersant is a choke through which the gas-liquid stream moves. In addition, the known device cannot be used at low reservoir pressures when the gas velocity is not sufficient to remove the liquid. The purpose of the invention is to intensify the process of removing fluid from gas wells. The goal is achieved by the fact that in a device for removing liquid from gas wells, containing a perforated casing, a lifting column and dispersants arranged in series along its length, the latter are made in the form of closed volumes formed by conical cuffs installed between the casing and lifting columns, in the lifting column holes are made, the total area of which is less than the total area of the casing. With essm, the tapered cuffs are made of elastic material and installed in the interval of the production plate. During the operation of a gas well, the aofia formation gas supplied to the well is partially carried out by gas, and partly the% well remains. When ets n, as they accumulate

ды в скважине, нижние пропластки газоносного горизонта перестают работать . Вследствие этого происходит дальнейшее заводнение скважины, дебит газа уменьшаетс , а порой совсем прекращаетс .wells in the well, the lower seams of the gas-bearing horizon stop working. As a result, a further watering of the well occurs, the gas flow rate decreases, and sometimes stops completely.

.Установлено, что если разделить горизонтальный поток газа по высоте на отдельные секции, то услови выноса воды газом из скважины улучшаюс .It has been established that if you divide the horizontal gas flow in height into separate sections, then the conditions for the removal of water by gas from the well improve.

При этом необходимым условием вл етс вход потока газа внутрь подъемных труб из нижней части секции. В этом случае скапливающа с в секции вода стекает вниз захватываетс газом, распыл етс и выноситс на пверхность , в результате чего предотвращаетс заводнение скважины.In this case, a prerequisite is the entrance of the gas flow into the riser pipes from the lower part of the section. In this case, the water accumulating in the section flows downwardly trapped by gas, sprayed and brought to the top, thus preventing the well flooding.

На чертеже изображено устройство дл удалени жидкости из газовых скважин.The drawing shows a device for removing fluid from gas wells.

Устройство содержит колонну подъемных труб 1, на наружной поверхности нижней части 3 которой закреплены перпендикул рно оси труб на заданом рассто нии друг от друга конусные манжеты 3 таким, образом, что нижн манжета 4 расположена ниже подошвы, а верхн манжета 5 - на уровне кровли продуктивного пласта б . В стенках нижней части колонны подъемных труб 1 имеютс сквозные отверсти 7.The device comprises a column of lifting pipes 1, on the outer surface of the lower part 3 of which are fixed perpendicular to the axis of the pipes at a given distance from each other conical cuffs 3 in such a way that the lower cuff 4 is located below the sole, and the upper cuff 5 is at the level of the roof of the productive seam b. Through-holes 7 are provided in the walls of the bottom of the riser string 1.

Устройство работает следующим обра 3 ом.The device operates as follows 3 ohm.

. Газ вместе с пластовой водой из продуктивного пласта 6 через перфорационные отверсти 8 в обсадной трубе 9 входит в полости секции 10, образованных конусными манжетами 3, нижней частью колонны подъемных труб 1 и обсадной трубой 9. Затем через отверсти 7, расположенные в нижней части секции 10, газ проходит в колонны подъемных труб 1. При этом,за счет эффекта эжектировани сконденсировавша с часть пластовой воды диспергируетс до получени аэрозол и выноситс газом из скважины .. The gas together with the reservoir water from the reservoir 6 through the perforations 8 in the casing 9 enters the cavities of section 10 formed by conical cuffs 3, the lower part of the column of lifting pipes 1 and the casing 9. Then through the holes 7 located in the lower part of section 10 The gas passes into the columns of the lifting pipes 1. At the same time, due to the ejection effect, the condensed part of the formation water is dispersed to form an aerosol and is carried by the gas from the well.

Чтобы возникал эффект эжектиро-. вани , суммарна площадь отверстий должна быть меньше суммарной площади перфорационных отверстий 8 в обсадной трубе. При этом давление газа в полости 10 превышает давление нижней части колонны подъемных труб 1, вследствие чего имеет место эффект эжектировани .In order to have an eject effect. vania, the total area of the holes must be less than the total area of the perforations 8 in the casing. At the same time, the gas pressure in the cavity 10 exceeds the pressure of the lower part of the column of the lifting pipes 1, as a result of which the ejection effect takes place.

С целью более эффективного удалени жидкости из скважины нижн Конусна манжета устанавливаетс ниже подошвы продуктивного пласта, а верхн - на уровне кровли. При это устройство обслуживает продуктивный гГласт по всей его мощностей.In order to more efficiently remove fluid from the well, the lower cone cuff is installed below the bottom of the reservoir, and the top is at the level of the roof. When this device serves productive glast throughout its capacity.

Так как продуктивный пласт редко бывает однородным по всей мощности, т.е. состоит из пропластков с разными коллекторскими свойствами, а при геофизических исследовани х учитываютс только пропластки продуктивного пласта размером не менее 0,4-0,5 м, то промежуточные манжеты целесообразно устанавливать на рассто нии 0,4-0,5 м друг от друга, так как при этом обеспечиваетс разделение пропластков продуктивного пласта даже наименьшей мощности и ликвидируютс перетоки жидкости из верхних пропластков в нижние по стенкам обсадной трубы.Since the reservoir is rarely homogeneous throughout the power, i.e. consists of interbeds with different reservoir properties, and during geophysical surveys, only interbeds of the productive formation with a size of at least 0.4-0.5 m are taken into account, then intermediate cuffs should be installed at a distance of 0.4-0.5 m from each other, since this ensures separation of the layers of the productive formation even of the lowest power and liquid flows from the upper layers to the lower along the walls of the casing are eliminated.

Дл эффективной работы устройства конусные манжеты целесообразно изготавливать из упругого термостойкого материала, причем дл обеспечени плотного прилегани манжеты к стенке обсадной трубы наружный диаметр манжеты должен быть более внутреннего диаметра обсадной трубы на 1-2 мм. При диаметре манжеты, превышающем внутренний диаметр обсадной трубы более чем на 1-2 мм, на манжете образовываютс складки, что способствует ухудшению работы.For efficient operation of the device, tapered cups should be made of elastic heat-resistant material, and to ensure a tight fit of the cuff against the wall of the casing pipe, the outer diameter of the cuff should be 1-2 mm larger than the internal diameter of the casing pipe. When the cuff diameter exceeds the inner diameter of the casing by more than 1-2 mm, folds form on the cuff, which contributes to poor performance.

Преимущества изобретени заключаютс в возможности использовани устройства дл удалени жидкости из газовых скважин при низких пластовых давлени х.The advantages of the invention are the possibility of using a device for removing fluid from gas wells at low reservoir pressures.

Claims

Claim 1. A device for removing liquid from gas wells, comprising a perforated casing, a lifting column and dispersants arranged in series along its length, characterized in that, in order to intensify the process of removing the liquid, the dispersants are made in the form of closed volumes formed conical cuffs installed between the casing and the lifting columns, and in the lifting column holes are made, the total area of which is less than the total area of the casing perforations th column.

2. The device according to claim 1, wherein the conical cuffs are made of an elastic material.

3. A device according to claim 1, wherein the dispersion is such that the dispersants are installed in the interval of the producing formation.

Sources of information taken into account in the examination

1. US patent number 3396793, class, 166-53, 1968.

2. Lee G.S. and others. Field test of a gas-liquid mixture flow dispersant in gas-lift wells. - Oil business, 1977,

№ 5, p. 52.