SU1361310A1 - Method of operating a gas-condensate or gas-oil well - Google Patents
Method of operating a gas-condensate or gas-oil well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1361310A1 SU1361310A1 SU864067683A SU4067683A SU1361310A1 SU 1361310 A1 SU1361310 A1 SU 1361310A1 SU 864067683 A SU864067683 A SU 864067683A SU 4067683 A SU4067683 A SU 4067683A SU 1361310 A1 SU1361310 A1 SU 1361310A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- well
- mpa
- pressure
- amplitude
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей пром-ти и м.б. использовано на фонтанных малодебитных; газоконденсатных или газонефт ных скважинах. Цель изобретени - повышение производительности скважины и удаление ее фонтанной эксплуатации. Периодически перекрывают газожидкостный поток в выкидной линии с помощью клапана отсекател . Формируют волны разрежени в стволе скважины. Период перекрыти газожидкостного потока в амплитуду волн разрежени в стволе скважины определ ют из выражений Г -г2л|Рг,„ (ird. H-Pp-T O,8l)/(4Q-P,-T,p. Z); А iP АОП Ч1-е ) , где Т период , с; А - амплитуда давлени , мПа; d - внутренний диаметр скважины , м; Н - высота, м; Рр - рабочее давление, мПа; Т - абсолютна т-ра, К; О.Ц дебит в нормальных услови х , м /ч; PQ - абсолютное давление, МПа; TCO- средн т-ра смеси. К; Z - коэффициент сверхсжимаемости; Л Рддр - депрессии на пласт, МПа; РГр, - критерий Фруда смеси. Дл реализации давнного способа необходимым условием вл етс создание амплитуды давлени А, превьшающей общие потери давлени в скважине, 2 ил. (Л со 05The invention relates to the oil and gas industry and m. used on gushing marginal; gas condensate or gas oil wells. The purpose of the invention is to increase the productivity of the well and remove its fountain operation. Periodically shut off the gas-liquid flow in the flow line using the valve of the shut-off valve. Dilution waves are formed in the wellbore. The period of overlapping of the gas-liquid flow to the amplitude of the rarefaction waves in the wellbore is determined from the expressions Г-г2л | Pr, "(ird. H-Pp-T O, 8l) / (4Q-P, -T, p. Z); And iP AOP P1-e), where T is the period, s; And - pressure amplitude, MPa; d is the internal diameter of the well, m; H - height, m; Рр - working pressure, MPa; T - absolute t-ra, K; O.C. flow rate under normal conditions, m / h; PQ - absolute pressure, MPa; TCO is the average mixture temperature. TO; Z is the super compressibility factor; L Rddr - depression on the reservoir, MPa; RGr, - criterion Frouda mixture. In order to implement the long-term method, a prerequisite is to create a pressure amplitude A that exceeds the total pressure loss in the well, 2 sludge. (L co 05
Description
1 one
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено на фонтанных малоде- битных газоконденсатных или газонефт ных скважинах, а также на скважинах , работающих в режиме периодического газлифта при дефиците рабочего агента(газ), дл увеличени их производительности и продлении срока эксплуатации путем образовани волн разрежени в газожидкостной смеси.The invention relates to the oil and gas industry and can be applied to low-flow gas condensate or gas-oil wells, as well as wells operating in the periodic gas lift mode with a working agent deficit (gas), to increase their productivity and extend the life by creating rarefaction waves. in gas-liquid mixture.
Цель изобретени - повышение производительности- скважины и удлинение срока ее фонтанной эксплуатации.The purpose of the invention is to increase the productivity of the well and lengthen the life of its fountain operation.
На фиг. 1 представлена схема способа эксплуатации газоконденсатной или газонефт ной скважины; на фиг.2 схема эксплуатации газлифтной скважины при дефиците рабочего агента.FIG. 1 shows a diagram of a method for operating a gas condensate or gas-oil well; Fig.2 scheme of operation of the gas-lift well with a shortage of the working agent.
Способ реализуют следующим образом .The method is implemented as follows.
На выкидной линии 1 скважины ус- тановливают автоматический клапан- отсекатель 2 и Соедин ют с пультом 3 управлени , с помощью которого осуществл ют управление работой клапана отсекател в режиме зад анных периода к амплитуды в зависимости от динамических характеристик скважин, определ емых такими параметрами, как , структура течени газожидкостной смеси, ее скорость и расходное газосодержание , а также разница давлени в пласте и на забое скважины ( ДР - - ) . При получении сигнала пульта управлени на закрытие клапан отсекатель осуществл ет относительно медленное (во избежание гидравлического удара) перекрытие газожидкостного потока на выкидной линии. В это врем в скважине происходит выравнивание пластового и забойного давлений до заданной величины, а также изменение форм движени газожидкостного потока и его структуры (образуютс жидкостные пробки в виде поршней большей величины, чем при посто нном отборе), что, в свою очередь , способствует лучшему выносу жидкости из скважины в момент воздействи волны разрежени . Затем кла пан-отсекатель открываетс , и это позвол ет создавать импульсы давлени , распростран ющиес в виде волн разрежени по длине скважины со скоростью звука, которые увлекают за собой поток газа и жидкости и вьшо- с т на поверхность. По вление пульса613102On the flow line 1 of the well, an automatic shut-off valve 2 is installed and connected to the control panel 3, which controls the operation of the shut-off valve in the period back to the amplitude depending on the dynamic characteristics of the wells, defined by parameters such as , the structure of the flow of gas-liquid mixture, its velocity and flow rate gas content, as well as the pressure difference in the reservoir and at the bottom of the well (RD - -). When receiving the control panel signal for closing, the valve of the shut-off valve performs a relatively slow (in order to avoid water hammer) shut-off of the gas-liquid flow on the flow line. At this time, the reservoir and bottomhole pressures are equalized to a predetermined value in the well, as well as a change in the movement patterns of the gas-liquid flow and its structure (liquid plugs in the form of pistons are larger than with constant sampling), which in turn contributes to a better removal of fluid from the well at the time of exposure to the rarefaction wave. The valve cut-off valve is then opened, and this allows for the creation of pressure pulses that propagate in the form of rarefaction waves along the length of the well at the speed of sound, which carry the flow of gas and liquid and rises to the surface. Pulse appearance613102
ций давлени объ сн етс чередованием жидкостных и газовых пробок, движущихс с почти одинаковой скоростью, но обладающих различной кинетической энергией вследствие большой разности в удельном весе, и частота этих пульсаций соответствует чередованию жидкостных и газовых пробок, а ам10 плитуда находитс в определенной зависимости от скорости течени смеси, ее структуры и расходного газосодержани . Распространение волн разрежени в газожидкостной смеси сопровож )р даетс фазовыми превращени ми (газ выдел етс из жидкости), способствующими возникновению значительных перепадов давлени , существенно превосход щих по величине абсолютноеThe pressure is explained by the alternation of fluid and gas plugs moving at almost the same speed, but with different kinetic energy due to a large difference in specific gravity, and the frequency of these pulsations corresponds to the alternation of fluid and gas plugs, and the amplitude depends on the flow rate mixture, its structure and gas consumption. The propagation of rarefaction waves in a gas-liquid mixture is accompanied by phase transformations (gas is released from the liquid), which contribute to the occurrence of significant pressure drops, significantly exceeding the absolute value
2Q гидростатическое давление. Дл образовани такой амплитуды пульсаций, котора соответствует максимальному выносу жидкости с забо скважин, следует определить период перекры25 ти выкидного шлейфа, который будет дл каждой скважины разным и определ етс по формуле (1):2Q hydrostatic pressure. In order to form such an amplitude of pulsations that corresponds to the maximum outflow of fluid from the bottom of the well, it is necessary to determine the period of overlap of the discharge loop, which will be different for each well and determined by the formula (1):
lid H Рр-Т„ 0,81 30 Т Л-.(1,-Р,.Т,р. Z 5 lid H Рр-Т „0.81 30 Т Л -. (1, -Р, .Т, р. Z 5
А ЬРдел 0-еA rdel 0's
(О (2)(About (2)
период, с;period, with;
амплитуда давлени , МПа; внутренний диаметр скважины , м; высота скважины, м;pressure amplitude, MPa; borehole internal diameter, m; well height, m;
00
- -Z 0 ,81 5 Рдеп- -Z 0, 81 5 Rdep
Р - Р - Пи ЗабR - R - Pi Zab
рабочее давление в скважине , МПа;working pressure in the well, MPa;
абсолютна температура. К; дебит скважины в нормальных услови х, м /ч; абсолютное давление, МПа; средн температура смеси , К;absolute temperature. TO; well flow rate under normal conditions, m / h; absolute pressure, MPa; average mixture temperature, K;
коэффициент сверхсжимаемости;supercompressibility coefficient;
эмпирический коэффициент, учитывающий наличие жидкости в скважине;empirical coefficient taking into account the presence of fluid in the well;
величина депрессии на пласт, МПа;the magnitude of the depression on the reservoir, MPa;
с with
- критерий Фруда смеси;- criterion Frouda mixture;
со -0-цРо Тср Z d Pp-Towith -0-tsrO Tcp Z d Pp-To
- скорость движени газожидкостного потока , м/с;- velocity of gas-liquid flow, m / s;
f 9,81 - ускорение свободного па- дени , м/с .f 9.81 — free fall acceleration, m / s.
Формулы (l) и (2) получены экспериментальным путем при исследовании вли ни амплитуды и частоты волн разрежени на вьшос жидкости из скважины .Formulas (l) and (2) have been experimentally obtained by studying the effect of the amplitude and frequency of rarefaction waves on the outflow of fluid from a well.
Физический смысл формулы (О, отображающий величину требуемой периодичности дл формировани волны разрежени , заключаетс в определении времени, в течение которого возрастает величина забойного давлени (после перекрыти сечени НКТ) до такой величины, котора бы обеспечила требуемую амплитуду давлени , определ емую , Б свою очередь, по формуле (2).The physical meaning of the formula (O, which reflects the magnitude of the required periodicity for the formation of a rarefaction wave, consists in determining the time during which the bottomhole pressure increases (after overlapping the tubing section) to a value that would provide the required pressure amplitude, which is determined, B turn , according to the formula (2).
Формула (2) заключает в себе величину давлени , на которую необходимо изменить забойное давление с целью образовани волны разрежени дл данной структуры и скорости течени газожидкостной смеси в НКТ,Formula (2) contains the amount of pressure by which the bottomhole pressure must be changed to form a rarefaction wave for a given structure and the flow rate of the gas-liquid mixture in the tubing,
Как показывают исследовани , дл чисел РГр 4, т,е, в области кольцевого течени газожидкостной смеси, требуема амплитуда волны разрежени близка к ЛРдеп Рр, - Р меньших значени х скорости газа (Рг,д « 4), когда структура потока пробкова , эта величина возрастает.Studies show that for the numbers RGp 4, t, e, in the area of the annular flow of gas-liquid mixture, the required amplitude of the rarefaction wave is close to LRdep Pp, - P smaller values of the gas velocity (Ph, d "4), when the structure of the flow is magnitude increases.
Следовательно, дл реализации способа необходимым условием вл етс создание такой амплитуды давлени А, котора будет превьшать общие потери давлени в скважине, состо щие из потерь на трение Д и гравитационных потерь, обусловленных Наличием в скважине стодба жидкости и газа лРгр , но величина амплитуды не может быть большей существующей в скважине депрессииTherefore, to implement the method, a prerequisite is to create a pressure amplitude A that will exceed the total pressure losses in the well, consisting of friction losses D and gravitational losses due to the presence of liquid and gas LRrr in the well, but the amplitude cannot be larger existing in well bore
U Рдео 5 А и д РТРU Rdeo 5 A and d RTR
Рдеп , т.е,Rdep i
Тр т &, ,Tr t &,
Поэтому, если закрыть скважину на меньший период времени, чем получено расчетным путем по формуле (1), то в скважине не образуетс амплитуда . требуемой величины и жидкостна пробка не будет подн та на поверхность. Если вьщерживать врем перекрыти ствола скважины больше расчетного.Therefore, if the well is closed for a shorter period of time than calculated by formula (1), no amplitude is formed in the well. the required size and the fluid plug will not be lifted to the surface. If the time to overlap the wellbore is longer than the calculated one.
5 five
61310 61310
то величина амплитуды все равно не превысит Pдen суммарное врем просто скважины будет весьма большим , что, в свою очередь, уменьшат ее производительность и тем самым не позволит достигнуть цели изобретени .anyway, the magnitude of the amplitude will not exceed Pden, the total time of just the well will be very large, which, in turn, will reduce its performance and thus will not allow to achieve the purpose of the invention.
Пример, Последовательность 10 операций следующа :An example, a sequence of 10 operations is as follows:
1.По номограмме определ ют производительность скважины О.н - 2,25 м /с,1. According to the nomogram, the O. well productivity is 2.25 m / s,
2.Из геолого-технического отчета берут данные:2. From the geological and technical report take data:
15 высота скважины Н 3015 м;15 well height H 3015 m;
диаметр - эксплуатационной колонны d 0,114 м;diameter - production string d 0,114 m;
температура скважины t 15 С; коэффициент сверхсжимаемости 20 Z 0,8;well temperature t 15 С; supercompressibility coefficient 20 Z 0,8;
давление на устье скважины Р,,,. 5,0 МПа; pressure at the wellhead P ,,,. 5.0 MPa;
давление на забое скважины , 9,2 МПа;bottomhole pressure, 9.2 MPa;
25 давление в пЛасте скважины 14,3 МПа,25 pressure in the wellbore of 14.3 MPa,
3.Рассчитывают рабочее давление в скважине:3. Calculate the working pressure in the well:
р - 2p - 2
+ РНСТ 7 + RNST 7
МПа,MPa,
5five
00
4,Рассчитывают среднюю температуру в скважине:4, Calculate the average temperature in the well:
Т t + 273 К 288 К,T t + 273 K 288 K,
5,Определ ют величину депрессии на пласте:5, Determine the magnitude of the depression in the formation:
Рде. РПП - РэаБ 5,1 МПа,Rde. RPP - ReaB 5.1 MPa,
6,Определ ют скорость газожидкостного потока:6, Determine the velocity of the gas-liquid stream:
TCP-ZTCP-Z
п- -т:p-t:
РR
2,71 м/с. 2.71 m / s.
5five
си:si:
00
Определ ют критерий Фруда сме 6,57,The criterion determined by Froude is 6.57,
- . 8, Рассчитьшают по формуле (1)-. 8, Calculated by the formula (1)
врем перекрыти скважины: Т d H-Pp TO 0,81 well shutdown time: T d H-Pp TO 0.81
4 QH Po4 QH Po
Tcp-ZTCP-Z
901,3 с901.3 seconds
5five
или 15,03 мин,or 15.03 min
9, Рассчитьгеают по формуле (2) амплитуду управл ющего воздействи на пласт:9, Calculate according to the formula (2) the amplitude of the control action on the formation:
- А &Р,- A & R,
д,епd, en
.--гд Рг-см л.-- gd Pr-cm l
(1-е ) 5,08 МПа.(1st) 5.08 MPa.
При снижении давлени на устье в скважине до величины, равной дав5136By reducing the pressure at the wellhead to a value equal to the pressure
лению в коллекторе (5,0 МПа), кла- пан-отсекатель перекрывает проходное сечение выкидной линии скважины. В результате этой операции происходит повьппение забойного устьевого давлени до величины 14,3 и 10,8 соответственно .in the collector (5.0 MPa), the valve-cutter closes the flow area of the flow line of the well. As a result of this operation, bottomhole wellhead pressure increases to a value of 14.3 and 10.8, respectively.
После достижени указанного дав-;; лени клапан-отсекатель открывает проходное сечение НКТ, и жидкостна пробка, наход сь под градиентом давлени 5,08 МПа, выноситс волной разрежени на поверхность. При этом общие потери давлени в стволе скважины снижаютс на величину удаленного столба жидкости. Это приводит при посто нном пластовом давлении к соответствующему увеличению дебита скважины .After reaching the specified pressure ;; The slam-shut valve opens the flow area of the tubing, and the fluid plug, which is under a pressure gradient of 5.08 MPa, is carried by a vacuum wave to the surface. Meanwhile, the total pressure loss in the wellbore is reduced by the amount of the removed liquid column. This leads, at constant reservoir pressure, to a corresponding increase in well production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864067683A SU1361310A1 (en) | 1986-03-03 | 1986-03-03 | Method of operating a gas-condensate or gas-oil well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864067683A SU1361310A1 (en) | 1986-03-03 | 1986-03-03 | Method of operating a gas-condensate or gas-oil well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1361310A1 true SU1361310A1 (en) | 1987-12-23 |
Family
ID=21237767
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU864067683A SU1361310A1 (en) | 1986-03-03 | 1986-03-03 | Method of operating a gas-condensate or gas-oil well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1361310A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2539074C1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-01-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" | Prevention of geo-dynamic effects at underground development of gas-bearing coal seam |
-
1986
- 1986-03-03 SU SU864067683A patent/SU1361310A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Зайцев Ю.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. М.: Недра, 1984, с. 3-10. Авторское свидетельство СССР № 591582, кл. Е 21 В 43/00, 1972. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2539074C1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-01-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" | Prevention of geo-dynamic effects at underground development of gas-bearing coal seam |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
RU2003127627A (en) | SHARIFOV'S METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION OF MULTIPLE STRESSES OF ONE EXPRESSIVE WELL | |
RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
SU1361310A1 (en) | Method of operating a gas-condensate or gas-oil well | |
CA2367075A1 (en) | Method and system for testing a borehole by the use of a movable plug | |
RU2685381C1 (en) | Uranium and associated elements production method based on underground well leaching technology with plasma-pulse action on well hydrosphere | |
RU2672365C1 (en) | Method for developing oil deposit on unsteady cyclic pumping mode and device for its implementation | |
RU2272902C1 (en) | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage | |
RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
RU2330953C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of bed | |
RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
RU2121559C1 (en) | Method of performing repair jobs in development well | |
RU2804653C2 (en) | Method for gas production in a watered gas well by periodically removing formation water from the bottom hole into the underlying water-saturated formation | |
RU2101470C1 (en) | Device for cleaning, development and investigation of well | |
RU2474674C1 (en) | Well cleaning method | |
RU2781458C1 (en) | Well casing method in complicated conditions and device for its implementation | |
RU2330952C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of well, equipped with packer | |
RU2235195C1 (en) | Method of secondary drilling in production beds of gas wells | |
RU2215137C1 (en) | Method of well completion | |
RU2219334C2 (en) | Process of treatment of critical area of formation | |
RU32822U1 (en) | Well development device | |
RU1779798C (en) | Method of fluid feed from well by gas-lift | |
RU2473797C1 (en) | Method for intensifying oil extraction from well |