SU1737104A1 - Gas-lift well control method - Google Patents
Gas-lift well control method Download PDFInfo
- Publication number
- SU1737104A1 SU1737104A1 SU904821607A SU4821607A SU1737104A1 SU 1737104 A1 SU1737104 A1 SU 1737104A1 SU 904821607 A SU904821607 A SU 904821607A SU 4821607 A SU4821607 A SU 4821607A SU 1737104 A1 SU1737104 A1 SU 1737104A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- flow rate
- working gas
- lift
- liquid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Flow Control (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к газлифтной добыче нефти и позвол ет повысить эффективность за счет возможности повышени точности определени областей зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной ин- жекции газа в подъемник. При реализации способа расход рабочего газа измен ют до получени соотношени изменени дебита нефти к изменению расхода рабочего газа равного или меньшего нул . Одновременно осуществл ют замер и определение зависимости обводненности продукции, устьевого давлени и температур рабочего газа и газожидкостного потоков от расхода рабочего газа. Затем дл каждого значени последнего наход т фактические значени параметров дебита жидкости, обводненности, устьевого давлени и температур газа и газожидкостного потока, производ т расчет давлений потока жидкости и газа дл каждого клапана, начина с вышерасположенного . Далее определ ют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнени этого значени с фактическим расходом рабочего газа из зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа выдел ют зоны с одноточечной инжек- цией газа через каждый клапан. 2 табл.2 ил. Ј сл сThe invention relates to gas-lift oil extraction and makes it possible to increase efficiency due to the possibility of increasing the accuracy of determining areas of fluid flow dependence on the flow rate of the working gas corresponding to single-point injection of gas into the lift. When implementing the method, the flow rate of the working gas is changed to obtain the ratio of the change in oil flow rate to the change in flow rate of the working gas equal to or less than zero. At the same time, measurement and determination of the dependence of the water content of production, wellhead pressure and temperatures of the working gas and gas-liquid flows on the flow rate of the working gas are carried out. Then, for each value of the latter, the actual values of the parameters of flow rate, water cut, wellhead pressure and gas temperature and gas-liquid flow are found, calculate the pressure of the liquid and gas flow for each valve, starting from the upper one. Next, the gas flow rate when it passes through each valve is determined, and after comparing this value with the actual flow rate of the working gas, zones with single-point injection of gas through each valve are separated from the flow rate of the liquid to the flow rate of the working gas. 2 Table 2 Il. Ј cl with
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти газлифтным способом, и может быть использовано при регулировании и выборе технологически устойчивого режима работы газлифтной скважины, оборудованной газлифтными клапанами.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to oil extraction by gas-lift method, and can be used in the regulation and selection of a technologically sustainable mode of operation of a gas-lift well equipped with gas-lift valves.
Известен способ управлени работой газлифтной скважины, включающий замер дебита при различных режимах работы Скважины, построение зависимости дебита от расхода рабочего газа и определение технологического режима работы скважины. Дл определени зоны взаимовли ни газ- лифтных клапанов расход газа измен ют сThere is a known method of controlling the operation of a gas-lift well, which includes measuring the flow rate at various operating modes of the Well, building the dependence of the flow rate on the flow rate of the working gas and determining the technological mode of operation of the well. In order to determine the zone of mutual gas lift valves, the gas flow rate is varied with
небольшим интервалом и замер ют соответствующий ему дебит, причем расход газа измен ют как в сторону увеличени , так и уменьшени , чтобы найти переходные режимы между работой газлифтных клапанов. Этот процесс требует больших затрат из-за необходимости проведени длительных исследований . Например, если скважина оборудована трем газлифтными клапанами, то дл определени зоны их взаимовли ни требуетс примерно 15 изменений расхода рабочего газа.the corresponding flow rate is measured at a short interval, and the gas flow rate is changed both upwards and downwards in order to find transitional modes between the operation of the gas-lift valves. This process is costly due to the need for long-term studies. For example, if a well is equipped with three gas-lift valves, then about 15 changes in the flow rate of the working gas are required to determine their zone of mutual interaction.
Известен также способ управлени работой газлифтной скважины, включающий измерение технологических параметров неThere is also known a method for controlling the operation of a gas-lift well, including the measurement of technological parameters not
-ч со XI-h with xi
оabout
4four
менее чем при трех различных режимах, определение коэффициента продуктивности и пластового давлени , расчет зависимости дебита жидкости от расхода рабочего газа дл каждой точки инжекции газа в подъемник, вы вление зоны взаимовли ни газлифтных клапанов и определение технологически устойчивого режима работы скважины .less than three different modes, determining the coefficient of productivity and reservoir pressure, calculating the dependence of fluid flow on the flow rate of the working gas for each point of gas injection into the lift, determining the zone of mutual gas lift valves and determining the technologically sustainable well mode.
Недостатками этого способа вл ютс низка достоверность получаемой зависимости дебита от расхода рабочего газа и зоны взаимодействи газлифтных клапанов , так как при расчете изменение дебита жидкости от перепада давлени на пласт (коэффициент продуктивности) принимаетс посто нным, не учитываютс изменени обводненности продукции, температур рабочего газа и газожидкостной смеси от расхода рабочего газа. Кроме того, известный способ имеет сложный алгоритм расчета, так как требуютс дополнительные операции по определению коэффициента продуктивности , пластового давлени , зависимости дебита от расхода газа дл каждой точки иижекции газа и пр.The disadvantages of this method are low reliability of the obtained dependence of flow rate on the flow rate of the working gas and the interaction zone of gas-lift valves, since when calculating the change in flow rate of the fluid from the pressure drop across the reservoir (productivity coefficient) is assumed to be constant, the change in production water-cut, working gas temperature and gas-liquid mixture from the flow rate of the working gas. In addition, the known method has a complex calculation algorithm, since additional operations are required to determine the productivity coefficient, formation pressure, flow rate vs. gas consumption for each gas injection point, etc.
Цель изобретени - повышение эффективности способа Ј9 еч«т возможности повышени точности о«редел®ш областей зависимости дебюта жидкости от расхода рабочего газа, соответствующих одноточечной инжекции газа s подъемник.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method Ј9 ech "t the possibility of improving the accuracy of the" definition "of the areas of the dependence of fluid debut on the flow rate of the working gas corresponding to single-point injection of gas s lift.
Указанна цель достигаетс тем, что расход рабочего газа адмш ют до получени соотношени мшвненм дебита нефти к из- мененш расхода рабочего rasa, равного ты меньшего нул , и одновременно осунфветв - ют замер и определен зависимости обводгаза и газожидкостного потоки от расхода рабочего rase, аатвм дла каждого значени последнего наход т фактические значени параметров дебита жидкости, обводненности и температур газа и устьевой, провод т расчет давлений потока жидкости и газа д каждого клапана, начина с вышерасгюдо- женного. определ ют расход газа при прохождении его через каждый клапан и после сравнени этого значени с фактическим расходом рабочего газа из зависимости де- бита жидкости от расхода рабочего газа выдел ют зоны с одноточечной инжекцией газа через каждый клапан.This goal is achieved by the fact that the flow rate of the working gas is adhered to obtaining the ratio of oil flow rate to the change in the flow rate of the working rasa equal to you less than zero, and at the same time the measurement of the obvodgas and gas-liquid flows from the flow rate of the working rase, aatvm each value of the latter finds the actual values of the parameters of the flow rate of the liquid, the water content and the temperatures of the gas and the wellhead, and calculates the pressures of the flow of liquid and gas for each valve, starting from the overflow. determine the flow rate of the gas when it passes through each valve and after comparing this value with the actual flow rate of the working gas, zones with single-point injection of gas through each valve are separated from the fluid flow rate from the flow rate of the working gas.
Положительный эффект от применени способа заключаетс в увеличении добычи нефти за счет правильного выбора технологически устойчивого режима работы скважины , а также в повышении срока службы газлифтных клапанов и уменьшении межремонтного периода скважины. ОжидаемыйThe positive effect from the application of the method is to increase oil production due to the correct choice of technologically sustainable mode of operation of the well, as well as to increase the service life of gas-lift valves and reduce the turnaround time of the well. Expected
удельный экономический эффект от внедрени способа на одну скважину составит более 2 тыс. руб,the specific economic effect from the implementation of the method on one well will be more than 2 thousand rubles,
При реализации способа выполн ют операции по трем этапам,When implementing the method, operations are carried out in three stages,
На первом этапе осуществл ют промысловые исследовани в рабочей области скважины не менее чем при трех различных установившихс режимах, причем исследовани провод т путем изменени расхода рабочего газа. При этом расход газа измен ют до тех пор, пока не будет полностью охвачена рабоча область скважины, котора соответствует участку между минимальным и максимальным режимами, то есть, кроме промежуточных режимов, скважины исследуют при расходе газа, соответствующем зоне минимального и максимального дебитов. Минимальное значение дебита скважины ограничиваетс нижним пределом допустимого расхода газа через устьевой регул тор. Например, дл газлифтного комплекса Самот орского месторождени нижний предел расхода газа принимаетс 2-5 тыс. м /сут, в зависимости от проходного диаметра штуцера на регул торах. Зоны максимального дебита определ ют исход At the first stage, field studies are carried out in the working area of the well at least with three different established modes, and the studies are carried out by changing the flow rate of the working gas. The gas flow rate is changed until the working area of the well, which corresponds to the section between the minimum and maximum modes, is completely covered, that is, besides the intermediate modes, the wells are examined at a gas flow rate corresponding to the minimum and maximum flow rates. The minimum well flow rate is limited by the lower limit of the allowable gas flow through the wellhead controller. For example, for the gas-lift complex of the Samotskoye field, the lower limit of the gas flow rate is 2-5 thousand meters per day, depending on the diameter of the choke at regulators. Maximum production zones determine the outcome
из услови ду 0 (ДОН - изменение дебита нефти при изменении расхода рабочего газа AV при l-м режиме), т.е. изменение расхода рабочего газа на скважине продолжают до получени соотношени изменени дебита нефти к. изменению расхода рабочего газа, равного или меньшего нул . В ходе исследований дл каждого режима замер ют расход рабочего газа V, дебит жидкости Q, давление Рг, температура Тг рабочего газа , обводненность продукции ft, устьевые давлени Ру и температура Ту газожидкостной смеси. Затем стро т фактические кри- еые зависимости: Q f(V); / f (V); Рг f(V); Тг - f(V); Ру - f(V) и Ту - f(V).from condition 0 (DON - change in oil flow rate when the flow rate of the working gas AV is changed in the lth mode), i.e. the change in the flow rate of the working gas in the well is continued until the ratio between the change in the oil flow rate and the change in the flow rate of the working gas equal to or less than zero is obtained. In the course of research, for each mode, the flow rate of the working gas V, the flow rate of the liquid Q, the pressure Pg, the temperature Tg of the working gas, the water cut, ft, the wellhead pressure Py, and the temperature Tu of the gas-liquid mixture are measured. Then, the actual curve dependences are constructed: Q f (V); / f (V); Pr f (V); Tr - f (V); Ru - f (V) and Tu - f (V).
На втором этапе рассчитывают зоны в рабочей области зависимости Q f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник. Расчет провод т с использованием модели газлифтной скважины, т.е. системных уравнений, описывающих распределение давлени газожидкостной смеси в газлифтном подъемнике, распределение давлени газа в затрубном пространстве скважины и движение газа через газлифтный клапан. Последовательность расчета следующа .At the second stage, zones are calculated in the working region of the Q f (V) dependence, corresponding to single-point gas injection into the elevator. The calculation is carried out using a gas-lift well model, i.e. system equations describing the pressure distribution of the gas-liquid mixture in the gas lift; the pressure distribution of the gas in the annulus of the well; and the movement of gas through the gas lift valve. The sequence of calculation is as follows.
Задаетс по интервалу расход рабочего газа,The interval is the flow rate of the working gas,
V| VMaKc-AV{i-t),V | VMaKc-AV {i-t),
где Vi - расход газа при i-м заданном шаге, м3/сут;where Vi is the gas flow rate at the i-th given step, m3 / day;
V - расход газа, соответствующий максимальному дебиту скважины, который наход т из зависимости Q f(V), м3/сут.V is the gas flow rate corresponding to the maximum well flow rate, which is found from the Q f (V) dependence, m3 / day.
Использу экспериментальные зависимости , полученные на первом этапе, вычис- л ют параметры Qj, ft. Pri. Trt. Pyi и Tyi, соответствующие каждому заданному Vi.Using the experimental dependences obtained at the first stage, the parameters Qj, ft are calculated. Pri. Trt. Pyi and Tyi, corresponding to each given Vi.
Рассчитывают дл i-ro режима давление газа на глубине j-ro вышерасположенного газлифтного клапана PMJ при Vi, Рн, Tri, Пг и Хк, использу уравнение, описывающее распределение давлени газа в затрубном пространстве скважины; где j 1, К - пор дковый номер газлифтного клапана; К - нижн точка инжекции газа; Пг - физико-химические свойства рабочего газа; Хк - характеристики канала подачи газа.For the i-ro mode, the gas pressure is calculated at a depth of the j-ro upstream PMJ gas-lift valve with Vi, PH, Tri, PG and XK using an equation describing the gas pressure distribution in the annulus of the well; where j 1, K is the serial number of the gas-lift valve; K - lower point of gas injection; Pg - physico-chemical properties of the working gas; XK - characteristics of the gas supply channel.
Рассчитывают давлени в газожидкостном потоке на глубине j-ro газлифтного клапана Pnji при заданных Qi, Vi, ft, Pyi, Tyi, Хп и Пф, использу уравнени , описывающие распределение давлени газожидкостного потока в подъемнике; где Хп - характеристики газлифтного подъемника; Пф - параметры , характеризующие свойства пластового флюида.Calculate the pressures in the gas-liquid flow at the depth of the j-ro gas-lift valve Pnji at given Qi, Vi, ft, Pyi, Tyi, Xp and Pf, using equations describing the pressure distribution of the gas-liquid flow in the elevator; where Xp - characteristics of gas lift; PF - parameters characterizing the properties of the reservoir fluid.
Провер ют соотношение j-ro газлифтного клапана при Хкл.} и найденных Prji и Pnji, использу уравнение баланса сил, действующих на состо ние газлифтного клапана, где Хкл. - характеристики J-ro газлифтного клапана; если j-й газлифтный клапан открыт , то определ ют расход газа, поступающего в подъемник через канал клапана Vji при заданных Prji, Trji, Pnji. Tnji, Хкл,| и Пг, использу уравнение, описывающее движение газа через газлифтный клапан; сопоставл ют расчетный Vji и фактический Vi расходы закачиваемого газа: при Vj, Vit AVCheck the ratio of the j-ro gas-lift valve with Hcl.} And the found Prji and Pnji, using the force balance equation acting on the gas-lift valve state, where Hcl. - J-ro characteristics of the gas-lift valve; If the jth gas lift valve is open, then the flow rate of gas entering the elevator through the Vji valve channel is determined at given Prji, Trji, Pnji. Tnji, Hkl, | and Pg, using the equation describing the movement of gas through a gas-lift valve; compare the calculated Vji and the actual Vi of the injected gas flow rates: with Vj, Vit AV
объем газа полностью поступает в подъемник через рассматриваемый (вышерасположенный ) j-й газлифтный клапан, т.е. точка инжекции газа вл етс единственной; при Vji Vi I AVg объем газа поступает в подъемник через несколько клапанов, т.е. имеетс многоточечна инжекци газа, поэтому режим исключаетс из зависимости Q f(V), где AVg - допустимое отклонение расхода- рабочего газа, которое определ ют исход из значени погрешности расчета и замера;the volume of gas enters the lift completely through the j-th gas-lift valve under consideration (upstream), i.e. the gas injection point is the only one; with Vji Vi I AVg, the gas volume enters the lift through several valves, i.e. there is a multipoint gas injection, therefore the mode is excluded from the Q f (V) dependence, where AVg is the working gas flow tolerance, which is determined from the value of the calculation error and the measurement;
если j-й вышерасположенный газлифтный клапан закрыт, то расчет продолжают аналогично дл последующего j + 1-го клапана и, в конечном итоге, определ ют режимы , соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемнике.if the j-th upstream gas-lift valve is closed, the calculation is continued similarly for the next j + 1-st valve and, ultimately, the modes corresponding to the single-point gas injection in the lift are determined.
Таким образом определ ют зоны устойчивого режима работы скважины из фактиThus, zones of steady mode of operation of the well are determined from the fact
и and
5five
10 15 10 15
20 2520 25
30 35 30 35
4040
4545
5050
5555
ческой зависимости Q f(V), соответствующие одноточечной инжекции газа в подъемник через каждый газлифтный клапан.The Q Q (V) dependences correspond to single-point gas injection into the lift through each gas-lift valve.
На последующем этапе выбирают оптимальный режим работы скважины в устойчивых област х зависимости Q f(V), соответствующий одному из критериев: максимальному дебиту скважины, минимальному удельному объему рабочего газа на одну тонну добычи нефти, ограниченному расходу газа или же дебиту скважины.At the next stage, the optimal operation mode of the well in stable areas of Q f (V) dependence is chosen, which corresponds to one of the criteria: maximum well flow rate, minimum specific volume of working gas per ton of oil production, limited gas consumption or well flow rate.
Примеры определени зависимости QJ f(Vj) дл скважины с газлифтными клапанами привод тс в табл.1, 2 и на фиг.1 и 2.Examples of determining the dependence QJ f (Vj) for a well with gas lift valves are given in Tables 1, 2 and in Figures 1 and 2.
В табл.1 приведены характеристики газ- лифтной скважины, а в табл.2 - результаты исследовани и расчеты ее устойчивых режимов .Table 1 shows the characteristics of a gas well, and Table 2 presents the results of the study and calculations of its stable modes.
На фиг.1 показаны экспериментальные зависимости, характеризующие режимы работы скважины, а на фиг.2 - зависимость QJ f (Vj) с учетом зон взаимодействи газлифтных клапанов.Fig. 1 shows experimental dependencies characterizing the modes of operation of the well, and Fig. 2 shows the dependence QJ f (Vj), taking into account the interaction zones of gas-lift valves.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904821607A SU1737104A1 (en) | 1990-05-03 | 1990-05-03 | Gas-lift well control method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904821607A SU1737104A1 (en) | 1990-05-03 | 1990-05-03 | Gas-lift well control method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1737104A1 true SU1737104A1 (en) | 1992-05-30 |
Family
ID=21512224
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904821607A SU1737104A1 (en) | 1990-05-03 | 1990-05-03 | Gas-lift well control method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1737104A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491416C2 (en) * | 2006-12-07 | 2013-08-27 | Лоджинд Б.В. | Method (versions), system (versions) and machine-readable medium (versions) for execution of operations of supporting gas distribution in oil field |
| RU2599645C2 (en) * | 2012-07-31 | 2016-10-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Monitoring, diagnosis and optimisation of gas-lift operations |
-
1990
- 1990-05-03 SU SU904821607A patent/SU1737104A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Зайцев Ю.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. - М.: Недра .1984, с.185-189. Авторское свидетельство СССР Мз 1573143, кл. Е 21 В 43/00. 1990. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491416C2 (en) * | 2006-12-07 | 2013-08-27 | Лоджинд Б.В. | Method (versions), system (versions) and machine-readable medium (versions) for execution of operations of supporting gas distribution in oil field |
| RU2599645C2 (en) * | 2012-07-31 | 2016-10-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Monitoring, diagnosis and optimisation of gas-lift operations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110388189B (en) | Intelligent throttling well-killing method and device for overflow of high-temperature high-pressure deep well drilling | |
| CN110344818B (en) | Liquid slug interface tracking method for plunger up-going stage of plunger gas lift well | |
| CN104504604B (en) | A kind of method of qualitative Wellbore of Gas Wells hydrops | |
| RU2007127894A (en) | MULTI-PHASE FLOW CONTROL COMING FROM A WELL | |
| SU1737104A1 (en) | Gas-lift well control method | |
| CN111287740A (en) | Method for calculating dynamic reserves of abnormal high-pressure gas reservoir based on real strain | |
| CN210768665U (en) | Intelligent throttling well killing device for high-temperature high-pressure deep well drilling overflow | |
| CN115879644A (en) | Shale gas well production mode optimization method based on optimized tubular column | |
| CN109356566B (en) | Method for predicting blowout stop time of self-blowing production well in high water-containing stage in deepwater volatile oil field | |
| CN200950077Y (en) | Double-chamber oil separator | |
| RU2455469C2 (en) | Method of automatic adjustment of gas well operation mode | |
| Bertuzzi et al. | Description and analysis of an efficient continuous-flow gas-lift installation | |
| US4437514A (en) | Dewatering apparatus | |
| US2633086A (en) | Gas lift system and apparatus therefor | |
| RU2318988C2 (en) | Method and device for oil well operation optimization along with oil well productivity change | |
| CN110939432A (en) | Method for predicting water content of oil reservoir in ultrahigh water-cut period | |
| RU2239696C1 (en) | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method | |
| CN100500254C (en) | High-purity distillation general model control system and method | |
| RU49102U1 (en) | DEVICE FOR OPTIMIZATION OF OPERATION OF OIL WELL WITH SIMULTANEOUS MEASUREMENT OF ITS DEBIT | |
| SU1573143A1 (en) | Method of controlling operation of gas-lift borehole | |
| US2322453A (en) | Apparatus for controlling oil wells | |
| RU2017942C1 (en) | Method for operation of gas-lift well system | |
| US3010406A (en) | Well apparatus | |
| US20150159473A1 (en) | Plunger lift systems and methods | |
| SU1190004A1 (en) | Method of operating gas-lift well system |