RU2513942C2 - Gas well operation method - Google Patents
Gas well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513942C2 RU2513942C2 RU2012130374/03A RU2012130374A RU2513942C2 RU 2513942 C2 RU2513942 C2 RU 2513942C2 RU 2012130374/03 A RU2012130374/03 A RU 2012130374/03A RU 2012130374 A RU2012130374 A RU 2012130374A RU 2513942 C2 RU2513942 C2 RU 2513942C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow
- well
- annular space
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Flow Control (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в частности к эксплуатации, так называемых, самозадавливающихся скважин, то есть скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the operation of gas wells at the final stage of development, in particular to the operation of so-called self-completion wells, that is, wells in which the gas flow rate is insufficient to remove liquid from the bottom.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений пластовой энергии не хватает для обеспечения выноса скапливающейся на забое жидкости из скважины. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и, соответственно, скорости газового потока не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.]At the final stage of the development of gas deposits, the reservoir energy is not enough to ensure the removal of fluid accumulating at the bottom from the well. Under the influence of an ever increasing volume of this fluid, the wells stop, since the reservoir energy and, accordingly, the gas flow rate are not enough to carry the fluid to the surface. When a certain column height of this fluid is reached at the bottom, gas from the formation cannot overcome the fluid barrier and the well self-pressures, that is, it shuts off [A. Kustyshev Complex repairs of gas wells in the fields of Western Siberia. - M .: OOO Gazprom Expo, 2010. - 212 p.]
Для удаления жидкости с забоев газовых скважин применяются различные методы, например:Various methods are used to remove fluid from the bottom of gas wells, for example:
- продувка ствола скважины в атмосферу или газопровод;- blowing the wellbore into the atmosphere or gas pipeline;
- закачивание на забой жидких или твердых поверхностно-активных веществ;- injection into the face of liquid or solid surfactants;
- уменьшение диаметра лифтовой колонны;- reducing the diameter of the elevator column;
- применение плунжерного лифта.- use of a plunger elevator.
Известен способ эксплуатации газовых скважин, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [патент РФ №345266 Е21В 43/00].A known method of operating gas wells, including the selection of gas in the annular space and the lift column with the restriction of gas extraction from the annular space by throttling [RF patent No. 3445266 ЕВВ 43/00].
Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.The disadvantage of this method of operating gas wells is that to remove liquid from the bottom, it is necessary to periodically stop the well.
Задача создания изобретения заключается в обеспечении непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин с целью устранениях условий их само задавливания.The objective of the invention is to ensure continuous removal of fluid from the trunks of gas wells in order to eliminate the conditions for their self-crushing.
Техническим результатом заявляемого изобретения является оптимизация режима работы газовых скважин, позволяющая эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости.The technical result of the claimed invention is the optimization of the gas wells, which allows them to operate without stopping to remove fluid.
Технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации газовой скважины, при котором газовая скважина снабжена основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной, с образованием кольцевого пространства между ними, торец центральной лифтовой колонны размещен ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, при этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита, на пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расход омерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа, затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расход омерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с формулой:The technical result is achieved by the fact that in the known method of operating a gas well, in which the gas well is provided with a main lift column and a central lift column concentrically placed therein, with the formation of an annular space between them, the end of the central lift column is placed below the end of the main lift column, and the selection gas is carried out simultaneously along the central lift column and annular space, while gas is taken from the central lift column with a flow rate of one and a half times exceeding the flow rate necessary for the removal of fluid from it, and the gas flow rate in the annular space is set so that it does not exceed the value of the working flow rate, an flow meter device is installed on the flow path from the central lift column, an automatic control valve is installed on the flow path from the annular space gas flow, then the flows are combined and sent to a similar flow meter device, while electrical signals from the flow meter of the flow device of the Central lift column and the combined flow meter is sent to the controllers of the automatic control complex, with which the received data is analyzed and the command is sent to the automatic gas flow control valve, optimizing the total well flow rate taking into account the filtration resistances of the well and in accordance with the formula:
где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;where q is the working flow rate, thousand m 3 / day;
а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2 сутки/тыс.м3; a is a filtration coefficient characterizing the degree of contamination of the bottomhole zone, MPa 2 days / thousand m 3 ;
b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м3)2;b is a filtration coefficient characterizing the degree of macro-roughness of a rock, (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)2/тыс.м3;Θ - filtration coefficient characterizing the hydraulic resistance of the gas flow depending on the well design (MPa · day) 2 / thousand m 3 ;
Рпл - пластовое давление, МПа;P PL - reservoir pressure, MPa;
Ру - давление на устье, МПа;P y - pressure at the mouth, MPa;
е - основание натурального логарифма;e is the base of the natural logarithm;
s - безразмерный коэффициент пересчетаs - dimensionless conversion factor
Реализация способа поясняется фиг., на которой схематично изображена газовая скважина, оснащенная оборудованием, исключающим условия самозададавливания, т.е. скопления жидкости на забое.The implementation of the method is illustrated in Fig., Which schematically shows a gas well equipped with equipment that excludes conditions of self-pressure, i.e. accumulation of fluid at the bottom.
Скважина состоит из эксплуатационной колонны 1, основной лифтовой колонны 2, концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонны 3, с образованием кольцевого пространства 4 между ними. Нижний торец центральной лифтовой колонны 3 размещен ниже торца основной лифтовой колонны 2. Скважина оборудована фонтанной арматурой 5, включающей, в частности, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединен с кольцевым пространством 4, на нем последовательно установлены струнная задвижка 8, регулирующее дроссельное устройство 9 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно установлены струнная задвижка 11, регулирующее дроссельное устройство 12 и расходомерное устройство 13. На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединены. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15.The well consists of production casing 1, the main lift column 2 concentrically placed in it of the
Скважина снабжена автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. С помощью АУК 16 анализируют поступающие сигналы и сравнивают со значениями заданными алгоритмом и подают сигналы на АРКРГ 10, изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.The well is equipped with an automatic control complex (AUK) 16. Electrical signals from
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.The well is mastered and put into operation.
Отбор газа из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 осуществляют по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 продуктивного пласта 18 и забоя 19 скважины по центральной лифтовой колонне 3 выносится жидкость.Gas is taken from the
В случае снижения этой скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой 19. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 3 и кольцевом пространстве 4 используется целая система контроля и регулирования. С помощью расходомерных устройств 13 и 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки 6 и на общем трубопроводе устьевой обвязки 14, осуществляют замер расходов газа и передают эту информацию в виде электрических сигналов на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, идентифицируется в соответствии с заданным алгоритмом, соответствующий сигнал подается на АРКРГ 10 для изменения проходного сечения.If this speed decreases in the
При уменьшении проходного сечения АРКРГ 10, скорость движения газа по кольцевому пространству 4 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 3 возрастает, что позволяет выносить вместе с газом жидкость с забоя 19.With a decrease in the flow cross section of the
При восстановлении выноса жидкости из АУК 16 подается электрический сигнал на АРКРГ 10, что позволяет вновь увеличить проходное сечение АРКРГ 10 до установления оптимального режима работы скважины.When recovering fluid from
Алгоритм, по которому АУК управляет работой скважины, рассчитывается в соответствии с формулой определения рабочего дебита.The algorithm by which AUK controls the operation of the well is calculated in accordance with the formula for determining the production rate.
Управление автоматизации суммарного дебита скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины определяют в соответствии с формулой:The automation control of the total well production, taking into account the filtration resistance of the well, is determined in accordance with the formula:
где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;where q is the working flow rate, thousand m 3 / day;
а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2 сутки/тыс.м3; a is a filtration coefficient characterizing the degree of contamination of the bottomhole zone, MPa 2 days / thousand m 3 ;
b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сутки/тыс.м3)2;b is a filtration coefficient characterizing the degree of macro-roughness of a rock, (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сутки)2/тыс.м3;Θ - filtration coefficient characterizing the hydraulic resistance of the gas flow depending on the well design (MPa · day) 2 / thousand m 3 ;
Рпл - пластовое давление, МПа;P PL - reservoir pressure, MPa;
Ру - давление на устье, МПа;P y - pressure at the mouth, MPa;
е - основание натурального логарифма;e is the base of the natural logarithm;
s - безразмерный коэффициент пересчетаs - dimensionless conversion factor
При выполнении такой команды с АУК 16 на АРКРГ 10 отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя 19 скважины, а дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита.When executing such a command from
Удаляемая из скважины жидкость вместе с газом поступает в газосборный коллектор, отбивается в газовом сепараторе на установке комплексной подготовке газа (УКПГ) и удаляется из технологической системы добычи.The liquid removed from the well together with the gas enters the gas collector, is beaten in the gas separator at the integrated gas treatment unit (UKPG) and is removed from the production system.
Примеры реализации изобретения.Examples of the invention.
Пример №1 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 89 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 3 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.Example No. 1 In the production casing 1 with a diameter of 219 mm of a self-filling gas well, the main lift casing 2 with a diameter of 168 mm is lowered. In addition, the
Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и автоматический регулирующий клапан расхода газа (АРКРГ) 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 80×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».The well is equipped with
Скважину снабжают автоматическим управляющим комплексом (АУК) 16 На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расходомерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.The well is equipped with an automatic control complex (AUK) 16. The
Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 850 м до 1200 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (50 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 130 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:The well is mastered and put into operation. Gas is taken from the
а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3 a = 0.00241 MPa 2 days / thousand m 3
b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;b = 0.000009226 (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ=0,381498 (МПа·сутки)2/тыс.м3.Θ = 0.381498 (MPa · day) 2 / thousand m 3 .
Пример №2 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 114 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 60 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 1 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.Example No. 2 The main lift string 2 with a diameter of 114 mm is lowered into production casing 1 with a diameter of 168 mm of a self-filling gas well. The
Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-100/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 80×21 и АРКРГ 10 марки РК-80×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 60×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 60×21 и расходомерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расходомерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».The well will be equipped with
Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.The
Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 1100 м до 1250 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (22 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 60 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:The well is mastered and put into operation. Gas is taken from the
а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3 a = 0.00241 MPa 2 days / thousand m 3
b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;b = 0.000009226 (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ=0,650198 (МПа·сутки)2/тыс.м3.Θ = 0.650198 (MPa · day) 2 / thousand m 3 .
Пример №3 В эксплуатационную колонну 1 диаметром 219 мм самозадавливающейся газовой скважины спускают основную лифтовую колонну 2 диаметром 168/127 мм. В нее дополнительно спускают центральную лифтовую колонну 3 диаметром 73 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны 2. Основная 2 и центральная 3 лифтовые колонны образуют между собой кольцевое пространство 4.Example No. 3 In the production casing 1 with a diameter of 219 mm of a self-filling gas well, the main lift casing 2 with a diameter of 168/127 mm is lowered. The
Скважину оборудуют фонтанной арматурой 5 марки АФК 6-150/100×21, включающей, трубопроводы 6, 7 устьевой обвязки. Трубопровод устьевой обвязки 7 соединяют с кольцевым пространством 4, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 8 марки ЗМС 100×21, регулирующее дроссельное устройство 9 марки УДК 100×21 и АРКРГ 10 марки РК-100×21. Трубопровод устьевой обвязки 6 соединяют с трубным пространством центральной лифтовой колонны 3, на нем последовательно устанавливают струнную задвижку 11 марки ЗМС 80×21, регулирующее дроссельное устройство 12 марки УДК 100×21 и расход омерное устройство 13, выполненное на базе «трубы Вентури». На выходе трубопроводы устьевой обвязки 6 и 7 объединяют. Общий трубопровод устьевой обвязки 14 снабжен расход омерным устройством 15, выполненный на базе «трубы Вентури».The well is equipped with
Скважину снабжают АУК 16. На вход АУК 16 поступают электрические сигналы от расход омерных устройств 13 и 15. АУК анализирует поступающие сигналы и сравнивает со значениями заданными алгоритмом и подает сигналы на АРКРГ 10, изменяя его проходное сечение, тем самым изменяя расход через проходное сечение кольцевого пространства 4.The
Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Отбор газа из интервала перфорации 17, расположенном в интервале от 950 м до 1100 м продуктивного пласта 18, осуществляется по центральной лифтовой колонне 3 и кольцевому пространству 4. При этом вместе с газом из интервала перфорации 17 и забоя скважины по центральной лифтовой колонне 3 поднимается жидкость со скоростью 6,7 м/с. При снижении скорости в центральной лифтовой колонне 3 жидкость отрывается от газового потока и опадает обратно на забой. Электрические сигналы расходомеров 13, 15, установленных на трубопроводе устьевой обвязки от рабочей струны фонтанной арматуры и на общем трубопроводе 6 устьевой обвязки 14, передают информацию на АУК 16. Здесь эта информация обрабатывается, по заданному алгоритму, подается команда на АРКРГ 10, в результате изменяется его проходное сечение, тем самым восстанавливается условие, согласно которому отбор газа по центральной лифтовой колонне 3 ведут с дебитом, превышающим в полтора раза минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины (32 тыс.м3/сут). При этом дебит газа по кольцевому пространству 4 задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита (менее 70 тыс.м3/сут). Дебиты рассчитываются по аналитической зависимости с помощью специально созданного программного продукта. При этом коэффициенты приняты в следующих значениях:The well is mastered and put into operation. Gas is taken from the
а=0.00241 МПа2 сутки/тыс.м3 a = 0.00241 MPa 2 days / thousand m 3
b=0,000009226 (МПа·сутки/тыс.м3)2;b = 0.000009226 (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ=0,52609 (МПа·сутки)2/тыс.м3.Θ = 0.52609 (MPa · day) 2 / thousand m 3 .
Claims (1)
где q - рабочий дебит, тыс.м3/сут;
а - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень загрязнения призабойной зоны, МПа2·сут/тыс.м3;
b - фильтрационный коэффициент, характеризующий степень макрошероховатисти горной породы, (МПа·сут/тыс.м3)2;
Θ - фильтрационный коэффициент, характеризующий гидравлические сопротивления потока газа в зависимости от конструкции скважины (МПа·сут)2/тыс.м3;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Ру - давление на устье, МПа;
е - основание натурального логарифма;
s - безразмерный коэффициент пересчета. A method of operating a gas well, in which the gas well is provided with a main lift column and a central lift column concentrically placed therein to form an annular space between them, the end of the central lift column is located below the end of the main lift column, and gas is taken simultaneously from the central lift column and the ring space, while the gas is taken along the central lift column with a flow rate that is one and a half times higher than the flow rate necessary for the removal of fluid from and the gas flow rate in the annular space is set so that it does not exceed the value of the working flow rate, a flow meter is installed on the flow path from the central elevator column, an automatic gas flow control valve is installed on the flow path from the annular space, then the flows are combined and sent to a similar a flow meter device, wherein electrical signals from the flow meter of the central lift column flow and the flow meter of the combined flow direction t Controller automatic control complex by which the received data is analyzed and an automatic command fed to the control valve the gas flow to optimize the total production rate of the well with the filtration resistance and in accordance with the formula
where q is the working flow rate, thousand m 3 / day;
a is a filtration coefficient characterizing the degree of contamination of the bottomhole zone, MPa 2 · day / thousand m 3 ;
b is a filtration coefficient characterizing the degree of macro-roughness of a rock, (MPa · day / thousand m 3 ) 2 ;
Θ - filtration coefficient characterizing the hydraulic resistance of the gas flow depending on the design of the well (MPa · day) 2 / thousand m 3 ;
P PL - reservoir pressure, MPa;
P y - pressure at the mouth, MPa;
e is the base of the natural logarithm;
s is the dimensionless conversion factor.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012130374/03A RU2513942C2 (en) | 2012-07-17 | 2012-07-17 | Gas well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012130374/03A RU2513942C2 (en) | 2012-07-17 | 2012-07-17 | Gas well operation method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012130374A RU2012130374A (en) | 2014-01-27 |
RU2513942C2 true RU2513942C2 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=49956780
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012130374/03A RU2513942C2 (en) | 2012-07-17 | 2012-07-17 | Gas well operation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2513942C2 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591870C1 (en) * | 2015-04-17 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Method for adaptive automatic control of gas condensate wells |
RU2604103C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of automatic control of coal-methanol well |
RU2620137C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas-condensate well operation method |
RU2651740C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Gas well operating method |
RU2687706C1 (en) * | 2018-02-06 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of operating watered gas wells |
RU2708430C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-12-06 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
RU2722899C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas well operation |
RU2735593C1 (en) * | 2016-12-09 | 2020-11-05 | Дзе Юниверсити Оф Квинсленд | Method for dehydration and operation of wells for production of gas from coal beds |
RU2792861C1 (en) * | 2022-05-04 | 2023-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Well operation method |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
RU2112865C1 (en) * | 1996-04-15 | 1998-06-10 | Предприятие по добыче и транспортировке природного газа "Надымгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Device for removing liquid from bottom hole of gas wells |
RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
RU2237153C1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Device for removing liquid from gas well |
-
2012
- 2012-07-17 RU RU2012130374/03A patent/RU2513942C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5257665A (en) * | 1992-08-27 | 1993-11-02 | Camco International Inc. | Method and system for recovering liquids and gas through a well |
RU2112865C1 (en) * | 1996-04-15 | 1998-06-10 | Предприятие по добыче и транспортировке природного газа "Надымгазпром" Российского акционерного общества "Газпром" | Device for removing liquid from bottom hole of gas wells |
RU2114284C1 (en) * | 1996-07-01 | 1998-06-27 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Method and device for removing liquid from gas-condensate well |
RU2237153C1 (en) * | 2003-03-19 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Device for removing liquid from gas well |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591870C1 (en) * | 2015-04-17 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук | Method for adaptive automatic control of gas condensate wells |
RU2604103C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of automatic control of coal-methanol well |
RU2620137C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas-condensate well operation method |
RU2735593C1 (en) * | 2016-12-09 | 2020-11-05 | Дзе Юниверсити Оф Квинсленд | Method for dehydration and operation of wells for production of gas from coal beds |
RU2651740C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Gas well operating method |
RU2687706C1 (en) * | 2018-02-06 | 2019-05-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of operating watered gas wells |
RU2708430C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-12-06 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Operating method for water-flooded gas or gas condensate well |
RU2722899C1 (en) * | 2019-12-23 | 2020-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas well operation |
RU2792861C1 (en) * | 2022-05-04 | 2023-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Well operation method |
RU2792961C1 (en) * | 2022-05-04 | 2023-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for operation of gas and gas condensate wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012130374A (en) | 2014-01-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2513942C2 (en) | Gas well operation method | |
US10698427B2 (en) | System and method for assessing sand flow rate | |
US8342238B2 (en) | Coaxial electric submersible pump flow meter | |
CN1732326A (en) | A system and a method for prediction and treatment of slugs being formed in a flow line or wellbore tubing | |
US10895141B2 (en) | Controlled high pressure separator for production fluids | |
US20140007696A1 (en) | Multi-phase flow metering system | |
WO2019040639A1 (en) | System and method for assessing sand flow rate | |
Olubode et al. | Experimental analysis of centrifugal downhole separators in boosting artificial lift performance | |
US10392882B2 (en) | Flow monitoring using distributed strain measurement | |
CN104850158B (en) | Liquid level-pressure coordinated control method used for gas-liquid separator | |
CN104524817A (en) | Control system of gas-liquid separation device | |
Sharma | Experimental evaluation of a centrifugal packer-type downhole separator | |
WO2016113391A1 (en) | Multiphase fluid flow control system and method | |
CN205858315U (en) | Gas well wellhead gas-liquid two-phase metering device | |
CN105021248A (en) | Structure convenient for achieving gas-liquid phase separation of natural gas and single measurement | |
US9982846B2 (en) | Method and system for controlling hydrodynamic slugging in a fluid processing system | |
CN204666329U (en) | A kind of air-flow is taken liquid and is taken sand visual experimental apparatus | |
RU123824U1 (en) | GAS WELL DESIGN | |
CN204411779U (en) | Control system of gas-liquid separation device | |
CN104405364B (en) | Oil well production characteristic evaluation method and device | |
RU2693119C1 (en) | Submersible pumping unit | |
RU2651740C1 (en) | Gas well operating method | |
RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
RU2722899C1 (en) | Method of gas well operation | |
CN113516326B (en) | Shale gas horizontal well critical drainage capacity evaluation method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140718 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150427 |
|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |