SU1062376A1

SU1062376A1 - Method of operating gas wells

Info

Publication number: SU1062376A1
Application number: SU813318404A
Authority: SU
Inventors: Сумбат Набиевич Закиров; Роман Михайлович Кондрат; Михаил Михайлович Билецкий; Петр Михайлович Натына; Роман Данилович Питула; Николай Михайлович Гащак; Роман Дмитриевич Ярош
Original assignee: Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа
Priority date: 1981-07-20
Filing date: 1981-07-20
Publication date: 1983-12-23

Abstract

СПОСОБЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий д-озированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток путем продавливани пенообразующего вещества частью, потока газа, отличающий с тем, что, с целью повышени дебита газа обводн ющихс , эксплуатирующихс по затрубному пространству, лифтовые трубы опускают ниже интервала перфорации , а дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток осуществл ют путем заполнени пенообразующим веществом лифтовых труб и перепуском части потока газа из затрубного пространства в , : лифтовые трубы, причем давление перепускаемого газа регулируют в т зависимости от величины давлени газожидкостного потока на устье скважины.METHOD OF USING GAS WELLS, including the d-zoned injection of the foaming agent into the gas-liquid stream by forcing the foam-forming substance with a part, a gas stream that differs so that, in order to increase the flow rate of the gas circulating in the annular space, the lift pipes go below the perimeter section metered injection of the foaming agent into the gas-liquid stream is carried out by filling the elevator tubes with a foaming agent and by passing a part of the gas flow from the annular Space,: lift pipe, the pressure in the bypassed gas is adjusted depending on the size m of gas-liquid flow pressure at the wellhead.

Description

ifodyHifUfi cKtamuHU. Изобретение относитс к области добычи газа и предназначено дл повышени производительности обводн ющейс газовой скважины, эксплуатируемой с применением пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ). Известен способ эксплуатации газовых скважин с применением ПАВ, состо щий в заполнении прискважинной емкости высокого давлени жидКИМ пенообразователем и последующем дозированном вводе его в затрубное пространство скважины Недостатксцли этого способа экспг луатации обводн ющейс газовой скважины с применением ПАВ вл ютс значительна металлоемкость прискважинной дозирующей установки и необходимость ее посто нного обслуживани , низка продолжатель«ос ность межоперационного периода между заправками установки пенообразователем , существенное вли ние на работу дозирующего устройства и параметры раствора. ПАВ погодно-климатических условий. Кроме того, указанный способ характеризуетс недостаточной эффективностью использовани и низкой точностью дозировани ПАВ, так как раствор пенообразовател , постепенно стека по стенкам труб в затрубном пространстве скважины , попадает на забой только через :определенный промежуток времени, при чем расходна концентраци ПАВ в выносимой жидкости вначгше намного превьвиает требуемую концентрацию, а затем резко уменьшаетс и становитс ниже необходимой. В результате снижаютс дебит газа и нгшежность процесса эксплуатации обводн ющейс газовой сквслсины с применением ПАВ, Известен способ эксплуатации газо вьк скважин, включак ций дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток путем продавливани пенообразующего вещества часть потока газа Г , Недостаткёми известного способа эксплуатации обводн ющейс газовой скважины с применением ПАВ также вл ютс значительна металлоемкость прискважинной дозирующей установки и необходимость ее посто нного обслужи вани , низка продолжительность межоперационного периода между заправка ми установки пенообразователем, суще ственное вли ние на работу дозир5ющего устройства и параметры раствора ПАВ погодно-климатических условий. Кроме того, расход реагента вл етс посто нным и не зависит от параметров газожидкостного потока в точке его ввода в скважину,а определ етс исключительно пропускной способность гидравлического сопротивлени , усуа новленного на газопроводе, и диймет- , ром ингибиторопровода. В результате низкой точности дозировани и недостаточной эффективности использовани ПАВ снижаютс дебит газа и надежность процесса эксплуатации обводн ющейс газовой скважины. Целью изобретени вл етс повышение дебита газа обводн ющихс скважин , эксплуатирующихс по затрубному пространству. Поставленна цель достигаетс тем, ЧТО согласно способу эксплуатации газовых скважин, включающему дозированный ввод пенообразук цего вещества в газожидкостный поток путем продавливани пенообразующего вещества частью потока газа, лифтовые трубы опускают ниже интервала перфорации, а дозированный ввод пенообразующего вещества в газожидкостный поток осуществл ют путем заполнени пенообразующим веществом лифтовых труб и перепуском части потока газа из затрубного пространства в лифтовые трубы , причем давление перепускаемого газа регулируют.в зависимости от величины давлени газожидкрстного потока на устье скважины. На чертеже показана схема оборудовани сквгикинЦ дл реализации способа, Скважина оборудована эксплуатационной колонной 1 и колонной лифтовых труЪ 2, Лифтовые трубы спущены ниже интервала поступлени газа и жидкости из пласта 3 (ниже нижних отверстий интервала перфорации), что предупреждает поступление в них газа и жидкости из пласта и нарушение точности дозировани заданного количества реагеита в восход щий газожидкостный поток за счет их преждевременного опорожнени . На устье сквгикины установлена фонтанна арматура с задвижками 4-10, Затрубное пространство скважины через крестовину св зано со шлейфом 11 и через отводную импульсную трубку 12 - с внутренней полостью лифтовых труб. Отводна трубка снабжена регул тором 13 расхода газа. На фонтанной арматуре установлены контролирующие манометры 14 и 15, Регшизаци способа осуществл етс следующим образом. При открытых зёщвижках 7, 8 и 10 и закрытых задвижках 4 - б и 9 закачивеиот в лифтовые трубы 2 через линию 16 заданное количество раствора ПАВ. .Объем раствора пенообразовател рпредел ют по формуле ., . ,7e5d2ji-, где V,- объем-раствора ПАВ, м; d - внутренний диаметр лифтовых труб, м; /РЗ - забойное давление, Па; р - плотность раствора ПАВ, кг. 1 .- ускорение силы т жести, . При первой заправке лифтовых труб потребное количество раствора ПАВ увеличивают на величину объема ствола скважины ниже нижних отверс тий интервсша перфорации, После закачки расчетного количества раствора ПАВ закрывают задвижку 8 и выдерживают раствор ПАВ в лифтовых трубах дл сегрегации газожидкостной смеси. Затем медлен ным открытием задвижки 8 стравлива ют газ из лифтовых труб до значени давлени , равного 0,1 - 0,2 МП Величину давлени в лифтовых труба контролируют манометром 14. Открытием задвижки 5 пускают скважину в работу. Одновременно открывают задвижки 4 и 9. В процессе эксплуата скважины уровень раствора ПАВ в затрубном пространстве устанавлива етс у нижних перфорационных отвер тий. Вода, поступающа вместе с га зом из пласта 3 через перфорационные отверсти , смешиваетс с раств ром ПАВ и выноситс восход щим газ BEjM потоком 17 в виде пены на поверхно ($ть. Израсходованный раствор ПАВ в затрубном пространстве скважины пополн етс за счет поступлени новых порций раствора из лифто вых труб. Дозировка раствора ПАВ в восход щий газожидкостный поток осуществл етс путем регулируемого перепуска газа из затрубного прост ранства в лифтовые трубы по отводной импульсной трубке 12. Расход газа регулируют с помощью регул тора 13 расхода. Регул тор подбирают на расход газа 0,001 - 0,1 в зависимости от паргьметров работы .. скважины. Одним из возможных вариан тов era исполнени вл етс регул тор давлени до себ , в качестве регулирующего органа которого приме н етс регулирующий клапан с мембранным , исполнительным механизмом. При работе сквгикины на установив шемс режиме регулирующий клапан закрываетс , и переток газа из затрубного пространства в лифтовые трубы прекращаетс . Это приводит к постепенному снижению количества ПАВ в выносимой жидкости и соответственно к ухудшению условий пенообр разовани и выноса жидкости на поае хность . В результате скоплени жидкости в стволе скважины уменьшаетс давление в затрубном пространстве .. Когда давление снижаетс до заданной величины, открывает-с регулирующий клапан, и газ из затрубного пространства по отводной трубке начинает поступать в лифтовые трубы. Это вызывает увеличение расхода ПАВ, поступающего из лифтовых труб в газожидкостный поток. Скопивша с в загрубном пространстве вода вспениваетс и выноситс на поверхность. В результате увеличиваетс давление в затрубном пространстве. Когда скважина переходит на установившийс режим работы, регулирующий клапан закрываетс . Таким образом, в предложенном варианте имеетс обратна св зь между дозировкой раствора ПАВ в газожидкостный поток и режимом работы скважины. Это существенно повышает точность дозировани раствора ПАВ. и позвол ет более эффективно использовать дорогосто щий реагент - пенообразователь . После выравнивани давлений на головке скважины и затрубном пространстве в лифтовые трубы закачивают новую порцию раст-вора ПАВ. Предлагаемый способ эксплуатации обводн ющейс газовой скважины с применением ПАВ испытан на скважинеi глубина которой (искусственный за- : бой) 1750 м, диаметр эксплуатацион-; ной колонны 146 мм, интервал перфорации 1715 - 1740 м. В скважину спущены лифтовые трубы условным диаметром 73 мм до глубины 1745 м. Работа; скважины осложн етс скоп;1ением жидкодти на забое-, что-приводит к снижению ее производительности вплоть до полной остановки. С целью поддержани режима работы обводн ющихс скважин на месторождении примен етс периодический ввод водных растворов (ПАВ) - сульфонола в затрубное пространство при работе скважины по лифтовьвл трубам. Согласно опытным данным необходима концентраци сульфонола в пластовой воде, соответствующа критической концентрации мицеллообразовани , равна 1,.%. В таблице приведены результаты сравнительных испытаний предлагаемого способа эксплуатации обводн ющейс газовой скважины по затрубному пространству, заполнени лифтовых труб раствором ПАВ и дозировани их в газожидкостный поток путем регулируемого перепуска газа из затрубного пространства в лифтовые трубы и известного способа эксплуа-. тации обводн ющейс газовой скважины по тжфтовым трубам и вводе ПАВ в затрубное пространство.ifodyHifUfi cKtamuHU. The invention relates to the field of gas production and is intended to increase the productivity of a watering gas well operated with the use of foaming surfactants. A known method of operating gas wells with the use of surfactants consists in filling a near-wellbore high pressure tank with a liquid foaming agent and then dosed it into the annulus of the well. constant service, low continuity of the interoperability period between refueling installation foaming Lemma, a substantial effect on the operation of the metering device parameters and solution. Surfactant weather-climatic conditions. In addition, this method is characterized by insufficient efficiency of use and low accuracy of surfactant dosing, since the foaming agent solution, gradually stacks along the pipe walls in the annulus of the well, reaches the bottomhole only after: a certain period of time, and the consumption of surfactants in the discharged liquid is much higher It exceeds the required concentration and then decreases sharply and becomes lower than necessary. As a result, the gas flow rate and the shear rate of the operation of the gas pumping station using surfactants are reduced. There is a known method of operating gas wells, including the dosed injection of the foaming agent into the gas-liquid flow by forcing the foaming agent into the gas flow G, the disadvantages of the known method of operating the watering gas well with the use of surfactants are also significant metal intensity of the near-wellbore dosing unit and the need for its constant maintenance, viscous interoperational duration period between refueling installation E blowing agent, the effect of the significant point for work dozir5yuschego device surfactant solution and parameters of climatic conditions. In addition, the consumption of the reagent is constant and does not depend on the parameters of the gas-liquid flow at the point of its entry into the well, and it is determined solely by the flow capacity of the hydraulic resistance applied to the gas pipeline and by the dymet- rum of the inhibitor line. As a result of low metering accuracy and insufficient effectiveness of the use of surfactants, the gas flow rate and the reliability of the operation of the bypassing gas well decrease. The aim of the invention is to increase the gas flow rate of watering wells operating in the annulus. The goal is achieved so that according to the method of operating gas wells, which includes the dosed injection of foaming substance into the gas-liquid flow by forcing the blowing agent into a part of the gas flow, the tubing is lowered below the perforation interval, and the dosed injection of the blowing agent into the gas-liquid flow is performed by filling the foam-forming substance lift pipes and bypassing part of the gas flow from the annulus to the lift pipes, and the pressure of the bypass gas Depending on the magnitude eguliruyut.v gazozhidkrstnogo flow pressure at the wellhead. The drawing shows the equipment of the squiquine machine for the implementation of the method. The well is equipped with a production string 1 and a string of lift pipes 2. The lift pipes are lowered below the gas and fluid flow interval from the formation 3 (below the bottom holes of the perforation interval), which prevents the flow of gas and liquid from them formation and violation of the accuracy of dosing a given amount of reagent into the ascending gas-liquid flow due to their premature discharge. A fountain valve with valves 4–10 is installed at the Squigina estuary. The well annular space is connected to the train 11 through the crosspiece and through the diversion impulse pipe 12 to the internal cavity of the elevator pipes. The branch pipe is equipped with a gas flow regulator 13. Controlling gauges 14 and 15 are installed on the fountain fittings. The recovery of the method is carried out as follows. With open valves 7, 8 and 10 and closed valves 4 - b and 9 pumped into the lift pipes 2 through line 16, the specified amount of surfactant solution. The volume of the frother solution is determined by the formula.,. , 7e5d2ji-, where V, is the volume of the surfactant solution, m; d is the internal diameter of lift pipes, m; / РЗ - bottomhole pressure, Pa; p is the density of the surfactant solution, kg. 1 .- acceleration of gravity,. During the first filling of elevator pipes, the required amount of surfactant solution is increased by the amount of wellbore volume below the lower holes of the perforation interval. After the injection of the calculated amount of surfactant solution, the valve 8 is closed and the surfactant solution in the elevator tubes is maintained to segregate the gas-liquid mixture. Then, by slowly opening the valve 8, the gas is vented from the lift pipes to a pressure of 0.1-0.2 MP. The pressure in the lift pipe is monitored with a pressure gauge 14. The opening of the valve 5 puts the well into operation. At the same time, valves 4 and 9 are opened. During operation of the well, the level of surfactant solution in the annulus is established at the lower perforation holes. The water entering with the gas from the reservoir 3 through the perforations is mixed with the surfactant solution and the rising BEjM gas flows 17 as foam on the surface ($. The spent surfactant solution in the annulus of the well is replenished due to the arrival of new portions solution from the lift pipes. The dosage of the surfactant solution into the ascending gas-liquid flow is carried out by controlled gas bypass from the annular space to the lift pipes through the discharge tube 12. The gas flow is controlled by the regulator 13 flow. A regulator is selected for a gas flow of 0.001 - 0.1, depending on the parameters of operation of the well. One of the possible variants of execution is a pressure regulator up to itself, as a regulating organ of which a control valve with a diaphragm valve is used, When the Squigina operates at the setting of Shemes mode, the control valve closes and gas flow from the annulus to the lift tubes stops. This leads to a gradual decrease in the amount of surfactant in the dispensed liquid and, accordingly, to a deterioration in the conditions of foam formation and the removal of liquid to the drill. As a result of the accumulation of fluid in the wellbore, the pressure in the annulus decreases. When the pressure decreases to a predetermined value, the control valve opens and the gas from the annulus starts to flow into the lift tubes through the branch pipe. This causes an increase in the consumption of surfactants coming from the lift tubes into the gas-liquid flow. The accumulated water in the coronal space foams and is carried to the surface. As a result, the pressure in the annulus increases. When the well goes into steady state operation, the control valve closes. Thus, in the proposed embodiment, there is a feedback between the dosage of the surfactant solution in the gas-liquid flow and the mode of operation of the well. This significantly improves the accuracy of dosing the surfactant solution. and allows more efficient use of expensive foaming agent. After equalizing the pressures at the well head and the annulus, a new portion of surfactant solution is pumped into the lift tubes. The proposed method of operating a bypassing gas well with the use of surfactants has been tested at the well, the depth of which (man-made) is 1750 m, the diameter is operational; 146 mm, perforation interval 1715 - 1740 m. Elevator tubes with a nominal diameter of 73 mm to a depth of 1745 m. Into the well. Work; the well is complicated by the accumulation of liquid at the bottomhole, which leads to a decrease in its productivity up to a complete stop. In order to maintain the operating mode of the watering wells in the field, periodic injection of aqueous solutions (surfactants) - sulfonol into the annulus is used when the well is operated through lift pipes. According to experimental data, the required concentration of sulfonol in the produced water, corresponding to the critical concentration of micelle formation, is 1,.%. The table shows the results of comparative tests of the proposed method of operating a watering gas well in the annulus, filling the elevator pipes with a solution of surfactant and dosing them into the gas-liquid flow by means of controlled gas bypass from the annulus to the elevator pipes and the known method of exploitation. tation of the watering gas well through pipes and the introduction of surfactants into the annulus.

оо оLtd

00 СЧ00 midrange

лl

п P

NN

1Л О1L About

{Ч{H

ЛОLO

99

П Г VOП N(SP G VOP N (S

Hr-t-H 01 iH N Hr-t-H 01 iH N

fo ел fo ate

о м Nabout m N

VOVO

о мabout m

VOVO

и оand about

in оin about

а but

А Г fA G f

О ABOUT

о about

соwith

гН 1ЛGN 1L

р inp in

пP

«о "about

оabout

V)V)

оabout

о Nabout N

о счabout

(N(N

ю со оyou

tn оtn o

1Л1L

оabout

«п"P

«л 1"L 1

tt

о оoh oh

inin

оabout

VO . (Т)VO. (T)

со 7 10623 Из приведенных данных видно, что при реализации предлагаемого способа эксплуатации обводн ющейс газовой скважины повышаетс точность дозировани раствора ПАВ в восход щий газожидкостный поток. В предлагаемом способе средн концентраци сульфонола в удал емой из скважины жидкости измен етс от 1,38 до 1,53 мае. %.пО сравнению с 1,05 - 9,82 мае, % в известномЮ способе при требуемой концентрации реагента в удал емой жидкости 1,45 мае. %. В результате снижаетс расход и повышаетс эффективность испольэовани пенообразовател , 768 и в среднем в 1,7 раза увеличиваетс дебит газа. Технико-экономическа эффективность предлагаемого способа определаетс снижением затрат на оборудование скважин дозировочными устройствами дл ввода ПАВ и их обслуживание , уменьшением расхода вспенивающего ПАВ, увеличением дебита газа и повышением надежности про- десса эксплуатации скважины, Способ целесообразно использо .вать на газовых месторождени х, разрабатываемых в услови х про влени водонапорного режима.from 7 10623 From the above data it can be seen that the implementation of the proposed method of operating a bypass gas well improves the accuracy of dosing the surfactant solution into the ascending gas-liquid flow. In the proposed method, the average concentration of sulfonol in the fluid removed from the well varies from 1.38 to 1.53 May. % compared with 1.05 - 9.82 May,% in the known method with the required concentration of the reagent in the liquid to be removed 1.45 May. % As a result, the consumption is reduced and the efficiency of using the foaming agent increases, 768 and the gas flow rate increases by an average of 1.7 times. The technical and economic efficiency of the proposed method is determined by reducing the costs of well equipment with dosing devices for introducing surfactants and reducing them, reducing the flow rate of foaming surfactants, increasing gas flow rates and increasing the reliability of the well operation process. It is advisable to use the method in gas fields conditions for the development of water pressure regime.

Claims

METHOD · OPERATION OF GAS WELLS, including dosed injection of the foaming agent into the gas-liquid stream by partly pushing the foaming agent, a gas stream, characterized in that, in order to increase the gas flow rate of the flooded squires operating in the annulus, the lift pipes are lowered below the perforation interval and the metered introduction of the foaming agent into the gas-liquid flow is carried out by filling the elevator tubes with the foaming agent and bypassing part of the gas flow from the annulus th Space lift pipe, the pressure of bypass gas is adjusted depending on the liquid flow at the wellhead pressure.

Downloading well products