SU1613585A1 - Method of launching production of gas-lift well - Google Patents
Method of launching production of gas-lift well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1613585A1 SU1613585A1 SU884628501A SU4628501A SU1613585A1 SU 1613585 A1 SU1613585 A1 SU 1613585A1 SU 884628501 A SU884628501 A SU 884628501A SU 4628501 A SU4628501 A SU 4628501A SU 1613585 A1 SU1613585 A1 SU 1613585A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- valve
- lift
- starting
- channel
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 240000001178 Ficus deltoidea Species 0.000 claims 1
- 101700014672 VSPL Proteins 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к подъему жидкости из скважин газлифтным способом, и может быть использовано дл запуска газлифтных скважин в эксплуатацию. Цель - повышение эффективности эксплуатации скважины за счет создани при запуске заданного режима эксплуатации. Способ заключаетс в последовательном размещении по длине колонны насосно-компрессорных труб пусковых и рабочего клапанов, закачке газа в нагнетательный канал (К) и отборе газожидкостной смеси (ГЖС) через лифтовой К. Перед закачкой газа в нагнетательный К последовательно производ т закачку газа в лифтовой К до момента открыти нижнего пускового клапана, отбор ГЖС через нагнетательный К, сброс давлени в лифтовом К с одновременным переходом на закачку газа в нагнетательный К. Нижний пусковой клапан размещают ниже рабочего на величину, выбираемую из соотношени H≥(Uвсп/Uнагн .L, где H - рассто ние от рабочего клапана до нижнего пускового клапана, мThe invention relates to the oil industry, in particular to the recovery of fluid from wells by gas lift method, and can be used to put gas lift wells into operation. The goal is to increase the efficiency of well operation by creating a predetermined mode of operation when starting up. The method consists in sequential placement along the length of the column of pump-compressor pipes of starting and working valves, injecting gas into the discharge channel (K) and withdrawing the gas-liquid mixture (MHC) through lift K. until the opening of the lower starting valve, the selection of the HSG through the discharge valve K, the release of pressure in the elevator valve K with simultaneous transition to gas injection into the discharge valve K. emulated from the ratio of H≥ ( Uf / U nag . L, where H is the distance from the operating valve to the lower starting valve, m
L - глубина установки рабочего клапана, мL - depth of installation of the operating valve, m
Uвсн - скорость вытеснени газов ГЖС из нагнетательного К в лифтовой, м/с. Входные отверсти пусковых клапанов располагают со стороны лифтового К, а входное отверстие рабочего - со стороны нагнетательного К. 2 ил.U vsn - the rate of gas displacement of the HS from the injection K to the lift, m / s. The inlet ports of the starting valves are located on the side of the lift K, and the inlet port of the worker - on the side of the pressure K. 2 Il.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к подъему жидкости из скважин газлифтным способом, и может быть использовано дл запуска газлифтных скважин в эксплуатацию .The invention relates to the oil industry, in particular to the recovery of fluid from wells by gas lift method, and can be used to put gas lift wells into operation.
Цель изобретени - повышение эффективности эксплуатации скважины за счет со- здани при запуске заданного режима эксплуатации.The purpose of the invention is to increase the efficiency of well operation by creating a predetermined mode of operation when starting up.
Сущность способа запуска газлифтной скважины в эксплуатацию заключаетс в последовательном размещении по длине колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) пусковых и рабочего клапанов, закачке газа в нагнетательный канал и отборе газожидкостной смеси через лифтовой канал, перед закачкой газа в нагнетательный канал последовательно производ т закачку газа в лифтовой канал до момента открыти нижнего пускового клапана, отбор газожидкостной смеси через нагнетательный канал, сброс давлени в лифтовом канале с одновременным переходом на закачку газа в нагнетательный канал, причем входные отверсти пусковых клапанов располагаютThe method of launching a gas-lift well into operation consists in sequentially placing the tubing and working valves along the tubing string, injecting gas into the discharge channel and extracting the gas-liquid mixture through the elevator passage, and injecting gas into the discharge channel successively into the lift channel until the opening of the lower starting valve, the extraction of the gas-liquid mixture through the discharge channel, the release of pressure in the lift channel with a simultaneous transition to gas injection into the discharge channel, and the inlet ports of the starting valves are arranged
ЫS
слcl
0000
слcl
со стороны лифтового канала, а входное отверстие рабочего - со стороны нагнетательного канала, а нижний пусковой клапан размещают ниже рабочего на величину h. выбираемую из соотношени from the side of the lift channel, and the inlet of the worker - from the side of the discharge channel, and the lower starting valve is placed below the worker by the value of h. select from ratio
, .,.4, .,.four
V нагн. V ngn.
где h - рассто ние от рабочего клапана до нижнего пускового клапана, м;where h is the distance from the operating valve to the lower starting valve, m;
УВСПЛ. - скорость всплыти пузырьков газа в жидкости, м/с;OASPL - the rate of emergence of gas bubbles in a liquid, m / s;
VHsrH. скорость вытеснени газом газожидкостной смеси из нагнетательного канала в лифтовой, м/с;Vhsrh. gas displacement rate of gas-liquid mixture from the injection channel in the elevator, m / s;
I - глубина установки рабочего клапана , м.I - depth of installation of the operating valve, m.
Согласно предлагаемому способу запуска после перехода на подачу газа в нагнетательный канал пусковые клапаны всегда закрыты, так как они пропускают поток только из лифтового канала в нагнетательный , в то врем как рабочий клапан всегда открыт со стороны нагнетательного канала. Глубина установки нижнего пускового клапана определ етс из услови оттеснени уровн жидкости в лифтовом канале ниже глубины размещени рабочего клапана. Это необходимо дл надежного перехода на закачку газа через рабочий клапан. При переходе на закачку газа в нагнетательный канал и сбросе давлени в лифтовом канале уровень жидкости в последнем поднимаетс , так как газонефт на г.месь начинает поступать из нагнетательного канала в лифтовой через рабочий клапан. Начинаетс приток жидкости из пласта.According to the proposed method of starting after switching to the gas supply to the discharge channel, the starting valves are always closed, since they only allow flow from the elevator channel to the discharge, while the service valve is always open on the side of the discharge channel. The depth of installation of the lower starting valve is determined from the condition of forcing the fluid level in the elevator channel below the depth of the working valve. This is necessary for reliable transfer to gas injection through the operating valve. When switching to the injection of gas into the injection channel and the discharge of pressure in the elevator channel, the liquid level in the latter rises, as gas-oil to the mixture begins to flow from the injection channel into the elevator through the operating valve. Fluid flow from the formation begins.
Способ по сн етс схемами, на которых в качестве нагнетательного канала показано затрубное пространство скважины, а в качестве лифтового - внутренн полость колонны НКТ,The method is illustrated by schemes in which the annular space of the well is shown as the injection channel, and the internal cavity of the tubing string is shown as the lift channel,
На фиг. 1 представлена схема запуска газлифтной скважины в момент оттеснени уровн жидкости в колонну КНТ через нижний пусковой клапан; на фиг. 2 - схема эксплуатации газлифтной скважины в конце периода запуска.FIG. Figure 1 shows a scheme for launching a gas-lift well at the moment when the liquid level is pushed back into the CST string through the lower starting valve; in fig. 2 is a diagram of a gas-lift well operation at the end of the launch period.
Скважина 1 оборудована колонной на- сосно-компрессорных труб 2 с пусковыми клапанами 3 и рабочим клапаном 4. Каждый клапан имеет входное отверстие 5 и выходное отверстие 6. Дл пусковых клапанов входные отверсти расположены со стороны внутренней полости 7 колонны НКТ, дл рабочего - со стороны затрубного пространства 8. Поток жидкости или газа может проходить через любой из клапанов только со стороны отверсти 5. При возникновенииWell 1 is equipped with a column of pump-compressor pipes 2 with starting valves 3 and a working valve 4. Each valve has an inlet 5 and an outlet 6. For the starting valves, the inlets are located on the side of the inner cavity 7 of the tubing string, for the working side annulus 8. The flow of liquid or gas can pass through any of the valves only from the side of the orifice 5. If
избыточного давлени на стороне отверсти 6 клапан закрываетс .overpressure on the side of the opening 6, the valve closes.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
В скважину 1 опускают колонну НКТ 2 сIn the well 1 down the tubing string 2 with
размещенными на ней клапанами, причем входные отверсти пусковых клапанов 3 располагают со стороны внутренней полости 7 колонны НКТ, а входное отверстие рабочегоplaced on it by valves, and the inlet of the starting valves 3 are placed on the side of the inner cavity 7 of the tubing string, and the inlet of the worker
клапана 4 - со стороны затрубного пространства 8. Расположение пусковых клапанов оп- редел етс возможностью продавки компрессором столба жидкости из колонны НКТ в затрубное пространство. Глубину размещени рабочего клапана рассчитывают ИС ход из характеристической кривой, полученной при исследовании притока жидкости из пласта на различных режимах работы скважины. Глубину расположени valve 4 — from the side of the annulus 8. The location of the starting valves is determined by the possibility of the compressor pushing a liquid column from the tubing string into the annulus. The depth of placement of the working valve is calculated by the IC stroke from the characteristic curve obtained in the study of the flow of fluid from the reservoir in various modes of operation of the well. Depth of location
нижнего пускового клапана относительно рабочего определ ют следующим образом. Скорость всплыти пузырьков газа в нефти обычной в зкости в стесненных услови х сквэжины колеблетс в пределах 0,005-0,2the lower starting valve relative to the operating valve is determined as follows. The rate of the emergence of gas bubbles in conventional viscosity oil in the cramped conditions of a well is in the range of 0.005-0.2
м/с. Если, например, рабочий клапан установлен на глубине 1200 м, средн скорость всплыти пузырьков газа в нефти составл ет 0,4 м/с, а скорость снижени уровн газ- нефть равна 0,16 м/с, то нижний пусковойm / s If, for example, the working valve is installed at a depth of 1200 m, the average ascent rate of gas bubbles in the oil is 0.4 m / s, and the rate of decrease in the gas-oil level is 0.16 m / s, then the lower starting
клапан располагают ниже рабочего на величину не меньше чемthe valve is placed below the worker by no less than
. 0,4 . 0.4
1200 312,5м1200 312.5m
В противном случае дл того, чтобы отжать газожидкостную смесь взатрубном пространстве до рабочего клапана, потребуетс более высокое давление газа по сравнению с тем, при котором будет эксплуатироватьс скважина. Затем начинают закачивать газ вOtherwise, in order to squeeze out the gas-liquid mixture in the annular space before the service valve, a higher gas pressure will be required compared to that at which the well will be operated. Then start pumping gas into
колонну НКТ. При этом газ оттесн ет уровень жидкости е колонне НКТ вниз и достигает первого пускового клапана, проходит через клапан в затрубное пространство и газирует в нем жидкость. Благодар снижению плотности газированной жидкости в затрубном пространстве давление на уровне первого пускового клапана в лифте снижаетс . Когда уровень жидкости достигает второго пускового клапана, газ через этот клапан начина-ет поступать в затрубное пространство в более низкой точке. В такой последовательности уровень жидкости опускаетс до нижнего пускового клапана.tubing string. In this case, the gas pushes the level of liquid e of the tubing downwards and reaches the first starting valve, passes through the valve into the annulus and aerates the liquid in it. By reducing the density of carbonated fluid in the annulus, the pressure at the level of the first starting valve in the elevator decreases. When the fluid level reaches the second start valve, gas through this valve begins to flow into the annulus at a lower point. In this sequence, the fluid level is lowered to the lower starting valve.
Через рабочий клапан 4 газ не можетThrough the operating valve 4 gas cannot
пройти в затрубное пространство, так как его входное отверстие 5 расположено со стороны затрубного пространства 8 и клапан открываетс только дл прохода из затрубного пространства 8 в полость 7pass into the annulus, since its inlet 5 is located on the side of the annulus 8 and the valve opens only for passage from the annulus 8 to the cavity 7
колонны НКТ . Проходные сечени пусковых клапанов подобраны так. чтобы давление в подвод щем газопроводе не снижалось после подключени очередной точки ввода газа в затрубное пространство. При этом газожидкостную смесь отбирают через затрубное пространство.tubing strings. The flow sections of the starting valves are selected as follows. so that the pressure in the inlet gas pipeline does not decrease after the next gas injection point into the annulus is connected. When this gas-liquid mixture is taken through the annulus.
Когда уровень жидкости в колонне НКТ достигает нижнего пускового клапана, производ т перевод подачи газа на затрубное пространство, а газ из полости колонны НКТ выпускают. В результате газонефт на смесь из затруБного пространства 8 поступает через рабочий клапан 4 в колонну НКТ. При этом давление на забой скважины сначала возрастает, а потом по мере снижени уровн газ- газожидкостна смесь в затруб- ном пространстве снижаетс . В момент, когда указанный уровень достигает рабочего клапана, давление на забой скважины должно иметь величину, при которой обеспечиваетс устойчивый приток жидкости из пласта в скважину при данном рабочем давлении нагнетаемого газа (фиг. 2).When the liquid level in the tubing string reaches the lower starting valve, gas is transferred to the annulus, and gas from the tubing cavity is released. As a result, the gas and oil mixture from the annulus 8 flows through the working valve 4 into the tubing string. At the same time, the pressure on the bottom of the well increases first and then as the level of the gas-gas-liquid mixture decreases in the annulus space. At the moment when the specified level reaches the working valve, the pressure at the bottom of the well should have a value at which a steady flow of fluid from the reservoir into the well is ensured at a given working pressure of the injected gas (Fig. 2).
В случае использовани центральной системы газлифта, при которой нагнетательным каналом служит колонна НКТ, а лифтовым - затрубное пространство скважины , пусковые клапаны имеют вход со стороны затрубного пространства, а рабочий клапан - со стороны внутренней полости НКТ. Пор док осуществлени операций в этом случае аналогичен.In the case of a central gas lift system, in which the injection channel is the tubing string, and the lift one is the annulus of the well, the starting valves have an input from the annulus, and the operating valve from the inner cavity. The order of operations in this case is similar.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884628501A SU1613585A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of launching production of gas-lift well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884628501A SU1613585A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of launching production of gas-lift well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1613585A1 true SU1613585A1 (en) | 1990-12-15 |
Family
ID=21418800
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884628501A SU1613585A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of launching production of gas-lift well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1613585A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU171178U1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Петрозаводский государственный университет" | WELL-WATER PRODUCTION DEVICE |
-
1988
- 1988-12-30 SU SU884628501A patent/SU1613585A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Муравьев И.М. и др. Эксплуатаци нефт ных месторождений. М.-Л.: Гостоптехиз- дат, 1949, с. 376-381. Там же, с. 381-388. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU171178U1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Петрозаводский государственный университет" | WELL-WATER PRODUCTION DEVICE |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4545731A (en) | Method and apparatus for producing a well | |
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| US7100695B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase and two liquid extraction phases for improved natural gas production | |
| US6021849A (en) | Double acting gas displaced chamber lift system and method | |
| US5211242A (en) | Apparatus and method for unloading production-inhibiting liquid from a well | |
| US6173768B1 (en) | Method and apparatus for downhole oil/water separation during oil well pumping operations | |
| US20040129428A1 (en) | Plunger lift deliquefying system for increased recovery from oil and gas wells | |
| US3617152A (en) | Well pumps | |
| US6615926B2 (en) | Annular flow restrictor for electrical submersible pump | |
| EP0093725A1 (en) | Oilwell pump system and method | |
| US4025235A (en) | System for improving oil well production | |
| US5055002A (en) | Downhole pump with retrievable nozzle assembly | |
| US3797968A (en) | Apparatus for flowing liquid from a well | |
| US6354377B1 (en) | Gas displaced chamber lift system having gas lift assist | |
| US5915478A (en) | Hydrostatic standing valve | |
| SU1613585A1 (en) | Method of launching production of gas-lift well | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| CA2281083C (en) | Method and apparatus for down-hole oil/water separation during oil well pumping operations | |
| US3192869A (en) | Gas lift method | |
| US11261714B2 (en) | System and method for removing substances from horizontal wells | |
| CA2485035C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase and two liquid extraction phases for improved natural gas production | |
| SU819310A1 (en) | Well cutting-off device | |
| US2063925A (en) | Apparatus for pumping wells | |
| RU2004784C1 (en) | Method for well completion and equipment for its realization | |
| SU1553654A1 (en) | Method of producing gas from water-intrusion formation |