[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2513942C2 - Gas well operation method - Google Patents

Gas well operation method Download PDF

Info

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
Application number
RU2012130374/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012130374A (en
Inventor
Александр Васильевич Кустышев
Игорь Владимирович Шулятиков
Антон Сергеевич Епрынцев
Игорь Евгеньевич Якимов
Алексей Владимирович Немков
Денис Николаевич Шемякин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority to RU2012130374/03A priority Critical patent/RU2513942C2/en
Publication of RU2012130374A publication Critical patent/RU2012130374A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2513942C2 publication Critical patent/RU2513942C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Flow Control (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and namely to operation of gas wells at the closing stage of development, in particular, to operation of gas wells with insufficient gas velocity for liquid export from the bottomhole. The concept of the invention is as follows: according to the method the gas well is equipped with a main production string and a concentric central production string placed in it with formation of annular space between these strings. End surface of the central production string is placed below the end surface of the main production string while gas extraction is carried out simultaneously through the central production string and the annular space. At that extraction of gas through the central production string is made with flow rate that is one and a half times higher than the rate required for liquid extraction from the well and gas flow rate through annular space is set so that it does not exceed the value of operating flow rate. In a pathway of the flow from the central production string a metre is installed and in a pathway of the flow from the annular space an automatic gas flow regulating valve is installed. Then the flows are combined and sent to the similar metre, at that electric signal of the metre installed in the flow of the central production string and the metre of the combined flow are sent to controllers of automatic control system which is used for analysis of received data; and a command is sent to the automatic gas flow regulating valve thus optimising total production rate of the well considering filtration resistance of the well in compliance with analytic expression.
EFFECT: providing optimisation of gas well operation method that allows operation of gas wells without interruption for liquid removal.
3 ex, 1 dwg

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:

Figure 00000001
Figure 00000001

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 Central lift column 3, with the formation of an annular space 4 between them. The bottom end of the central elevator column 3 is located below the end of the main elevator column 2. The well is equipped with fountain fittings 5, including, in particular, wellhead piping 6, 7. The wellhead piping 7 is connected to the annular space 4, the string valve 8, the regulating throttle device 9 and the automatic gas flow control valve (ARKRG) 10 are sequentially installed on it. 10. The wellhead piping 6 is connected to the tube space of the central elevator column 3, and are sequentially installed a string valve 11, a regulating throttle device 12 and a flow meter device 13. At the outlet, the pipelines of the wellhead piping 6 and 7 are combined. The common pipe wellhead strapping 14 is equipped with a flow meter device 15.

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 flow meters 13 and 15 are received at the AUK input 16. Using AUK 16, incoming signals are analyzed and compared with the values given by the algorithm and signals are sent to ARKRG 10, changing the flow rate through the annular cross-section spaces 4.

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 perforation interval 17 of the reservoir 18 along the central elevator column 3 and the annular space 4. In this case, together with the gas from the perforation interval 17 of the reservoir 18 and the bottom hole 19 of the well, the fluid is carried out through the central elevator column 3.

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 central elevator column 3, the liquid breaks away from the gas stream and falls back to the bottom 19. Therefore, a whole monitoring and control system is used to control the gas flow velocities in the central elevator column 3 and the annular space 4. Using flow meters 13 and 15 installed on the wellhead piping 6 and on the common wellhead piping 14, gas flow rates are measured and this information is transmitted in the form of electrical signals to AUK 16. Here this information is processed, identified in accordance with a predetermined algorithm, the corresponding signal is supplied to the ARKRG 10 to change the flow area.

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 ARKRG 10, the gas velocity in the annular space 4 decreases, and the gas velocity in the central elevator column 3 increases, which makes it possible to carry the liquid from the bottom face 19 with the gas.

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 AUK 16 is restored, an electrical signal is supplied to ARKRG 10, which allows again to increase the flow area of ARKRG 10 again to establish the optimal well operation mode.

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:

Figure 00000002
Figure 00000002

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 AUK 16 to ARKRG 10, gas is taken from the central elevator column 3 with a flow rate that exceeds one and a half times the flow rate required to remove fluid from the bottom of the 19th well, and the gas flow rate in the annular space 4 is set so that it does not exceeded the value of the working rate.

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 central elevator column 3 is lowered into it with a diameter of 89 mm and the lower end of the central elevator column is placed 3 m below the end of the main elevator column 2. The main 2 and central 3 elevator columns form an annular space 4 between them.

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 fountain fittings 5 of the AFK 6-150 / 100 × 21 brand, including pipelines 6, 7 of the wellhead harness. The wellhead piping 7 is connected to the annular space 4, a string valve 8 of the ZMS 100 × 21 brand, a regulating throttle device 9 of the UDC 100 × 21 brand and an automatic gas flow control valve (ARKRG) 10 of the RK-100 × 21 brand are sequentially installed on it. The wellhead piping 6 is connected to the tube space of the central elevator column 3, a string valve 11 of the ZMS 80 × 21 brand, a regulating throttle device 12 of the UDC 80 × 21 brand and a flow meter 13 based on the “Venturi pipe” are sequentially installed on it. At the outlet, the wellhead piping 6 and 7 are combined. The common wellhead piping 14 is equipped with a flowmeter device 15, made on the basis of the "venturi".

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 AUK 16 receives electrical signals from flow meters 13 and 15. The AUK analyzes the incoming signals and compares them with the values given by the algorithm and sends signals to the ARKRG 10, changing its flow area, thereby changing the flow rate through passage section of the annular space 4.

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 perforation interval 17, located in the range from 850 m to 1200 m of the productive formation 18, by the central lift column 3 and the annular space 4. In this case, together with the gas from the perforation interval 17 and the bottom of the well, the liquid rises along the central lift column 3 at a speed of 6.7 m / s. With a decrease in speed in the central elevator column 3, the liquid breaks away from the gas stream and falls back to the bottom. The electrical signals of the flowmeters 13, 15 installed on the wellhead piping from the working string of the fountain fittings and on the common piping 6 of the wellhead piping 14, transmit information to AUK 16. Here this information is processed, according to a given algorithm, a command is sent to ARKRG 10, as a result changes its cross-section, thereby restoring the condition according to which the gas is taken from the central elevator column 3 with a flow rate exceeding one and a half times the minimum flow rate required for the removal of fluid from the bottom face Azhinov (50 thousand m3 / day). In this case, the gas flow rate in the annular space 4 is set so that it does not exceed the value of the working flow rate (less than 130 thousand m 3 / day). Debits are calculated by analytical dependence using a specially created software product. Moreover, the coefficients are taken in the following values:

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 central elevator column 3 with a diameter of 60 mm is further lowered into it with the lower end of the central elevator column placed 1 m below the end of the main elevator column 2. The main 2 and central 3 elevator columns form an annular space 4 between them.

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 fountain fittings 5 of the AFK brand 6-100 / 100 × 21, including pipelines 6, 7 of the wellhead harness. The wellhead piping 7 is connected to the annular space 4, a string valve 8 of the ZMS 80 × 21 brand, a regulating throttle device 9 of the UDC 80 × 21 brand and the ARKRG 10 of the RK-80 × 21 brand are sequentially installed on it. The wellhead piping 6 is connected to the tube space of the central elevator column 3, a string valve 11 of the ZMS 60 × 21 brand, a regulating throttle device 12 of the UDC 60 × 21 brand and a flow meter 13 based on the “Venturi pipe” are sequentially installed on it. At the outlet, the wellhead piping 6 and 7 are combined. The common wellhead piping 14 is equipped with a flowmeter device 15, made on the basis of the "venturi".

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 AUK 16 is supplied with a well. Electrical signals from the flow rate of the measuring devices 13 and 15 are received at the AUK input 16. The AUK analyzes the incoming signals and compares them with the values given by the algorithm and sends signals to the ARKRG 10, changing its flow section, thereby changing the flow rate through the passage section of the annular spaces 4.

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 perforation interval 17, located in the range from 1100 m to 1250 m of the productive formation 18, by the central lift column 3 and the annular space 4. At the same time, the liquid rises along with the gas from the perforation interval 17 and the bottom of the well along the central lift column 3 at a speed of 6.7 m / s. With a decrease in speed in the central elevator column 3, the liquid breaks away from the gas stream and falls back to the bottom. The electrical signals of the flowmeters 13, 15 installed on the wellhead piping from the working string of the fountain fittings and on the common piping 6 of the wellhead piping 14, transmit information to AUK 16. Here this information is processed, according to a given algorithm, a command is sent to ARKRG 10, as a result changes its cross-section, thereby restoring the condition according to which the gas is taken from the central elevator column 3 with a flow rate exceeding one and a half times the minimum flow rate required for the removal of fluid from the bottom face Azhinov (22 thousand m3 / day). In this case, the gas flow rate in the annular space 4 is set so that it does not exceed the value of the working flow rate (less than 60 thousand m 3 / day). Debits are calculated by analytical dependence using a specially created software product. Moreover, the coefficients are taken in the following values:

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 central elevator column 3 with a diameter of 73 mm is further lowered into it with the lower end of the central elevator column placed 2 m below the end of the main elevator column 2. The main 2 and central 3 elevator columns form an annular space 4 between them.

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 fountain fittings 5 of the AFK 6-150 / 100 × 21 brand, including pipelines 6, 7 of the wellhead harness. The wellhead piping 7 is connected to the annular space 4, a string valve 8 of the ZMS 100 × 21 brand, which regulates the throttle device 9 of the UDC 100 × 21 brand and ARKRG 10 of the RK-100 × 21 brand, is sequentially installed on it. The wellhead piping 6 is connected to the tube space of the central elevator column 3, a string valve 11 of the ZMS 80 × 21 brand, a regulating throttle device 12 of the UDC 100 × 21 brand and an flow meter 13 made on the basis of the “Venturi pipe” are sequentially installed on it. At the outlet, the wellhead piping 6 and 7 are combined. The common wellhead piping 14 is equipped with a flowmeter measuring device 15, made on the basis of the "venturi".

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 AUK 16 is supplied with a well. Electrical signals from the flow rate of the measuring devices 13 and 15 are received at the AUK input 16. The AUK analyzes the incoming signals and compares them with the values given by the algorithm and sends signals to the ARKRG 10, changing its flow section, thereby changing the flow rate through the passage section of the annular spaces 4.

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 perforation interval 17, located in the range from 950 m to 1100 m of the productive formation 18, by the central lift column 3 and the annular space 4. At the same time, the liquid rises along with the gas from the perforation interval 17 and the bottom of the well along the central lift column 3 at a speed of 6.7 m / s. With a decrease in speed in the central elevator column 3, the liquid breaks away from the gas stream and falls back to the bottom. The electrical signals of the flowmeters 13, 15 installed on the wellhead piping from the working string of the fountain fittings and on the common piping 6 of the wellhead piping 14, transmit information to AUK 16. Here this information is processed, according to a given algorithm, a command is sent to ARKRG 10, as a result changes its cross-section, thereby restoring the condition according to which the gas is taken from the central elevator column 3 with a flow rate exceeding one and a half times the minimum flow rate required for the removal of fluid from the bottom face Azhinov (32 thousand m3 / day). In this case, the gas flow rate in the annular space 4 is set so that it does not exceed the value of the working flow rate (less than 70 thousand m 3 / day). Debits are calculated by analytical dependence using a specially created software product. Moreover, the coefficients are taken in the following values:

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)

Способ 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 расходомерное 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 расходомерного 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
q = a 2 + 4 ( b + Θ ) ( Р п л 2 Р у 2 e 2 s ) a 2 ( b + Θ )
Figure 00000003

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
q = a 2 + four ( b + Θ ) ( R P l 2 - R at 2 e 2 s ) - a 2 ( b + Θ )
Figure 00000003

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.
RU2012130374/03A 2012-07-17 2012-07-17 Gas well operation method RU2513942C2 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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