RU2792861C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792861C1 RU2792861C1 RU2022112163A RU2022112163A RU2792861C1 RU 2792861 C1 RU2792861 C1 RU 2792861C1 RU 2022112163 A RU2022112163 A RU 2022112163A RU 2022112163 A RU2022112163 A RU 2022112163A RU 2792861 C1 RU2792861 C1 RU 2792861C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing
- gas
- lowered
- diameter
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the operation of gas, gas condensate and oil wells.
Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в них спускают лифтовые колонны (ЛК), состоящие из насосно-компрессорных труб (НКТ), предназначенные для транспорта флюида от забоя к устью скважины в любых осложненных условиях (при наличии коррозионно-активных компонентов, воды, газового конденсата, нефти, механических примесей и т.д.). В процессе эксплуатации скважин по НКТ, спущенной в скважину, по мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости, перестают обеспечиваться условия выноса жидкости на устье скважины (снижается скорость газа), в результате жидкость скапливается на забое, это приводит к снижению рабочего дебита и в ряде случаев к самозадавливанию скважины.For the operation of gas and gas condensate wells, tubing strings (LC) are lowered into them, consisting of tubing pipes (tubing pipes) designed to transport fluid from the bottom to the wellhead in any complicated conditions (in the presence of corrosive components, water, gas condensate , oil, mechanical impurities, etc.). During the operation of wells through the tubing lowered into the well, as the reservoir pressure decreases and the volume of incoming fluid increases, the conditions for the removal of fluid at the wellhead are no longer provided (gas velocity decreases), as a result, the fluid accumulates at the bottomhole, which leads to a decrease in the working flow rate and in some cases to self-damping of the well.
Чтобы предотвратить самозадавливание скважину глушат специальными жидкостями, извлекают существующую ЛК и спускают новые НКТ меньшего диаметра.To prevent self-damping, the well is killed with special fluids, the existing LK is removed and new tubing of a smaller diameter is lowered.
Обычно после глушения продуктивные характеристики скважины ухудшаются, снижаются фильтрационно-емкостные свойства. На истощаемых месторождениях с низкими пластовыми давлениями в результате глушения, в ряде случаев скважины вообще не удается освоить. В связи с этим появляется необходимость производить работы без глушения скважин.Usually, after killing, the productive characteristics of the well deteriorate, and the porosity and porosity properties decrease. In depleted fields with low formation pressures as a result of killing, in some cases, wells cannot be developed at all. In this regard, there is a need to carry out work without killing wells.
Из уровня техники известен способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1979. - с. 117-125). Описывается, что из-за того, что в результате уточнения технологических режимов дебиты отдельных единичных скважин ограничены до 200 тыс.м3/сут. и менее, что может вызвать осложнения при эксплуатации скважин с большим диаметром лифтовых колонн. Это обуславливает необходимость замены лифтовых труб в этих скважинах на меньший диаметр.The prior art method of operating a well by replacing tubing with pipes of smaller diameter (Buzinov S.N. Substantiation of the optimal diameter of lift columns // Problems of gas production. - M.: VNIIGAZ, 1979. - p. 117-125). It is described that due to the fact that as a result of refinement of technological regimes, the flow rates of individual individual wells are limited to 200 thousand m 3 /day. and less, which can cause complications in the operation of wells with a large diameter of tubing strings. This necessitates the replacement of lift pipes in these wells with smaller diameters.
Из уровня техники известен также способ эксплуатации скважины путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра (Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / перевод с английского. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2008. - 384 с., ил. (глава 5)).The prior art also knows a method of operating a well by replacing tubing with pipes of a smaller diameter (James Lee, Henry V. Nickens, Michael Wells. Operation of flooded gas wells. Technological solutions for removing fluid from wells / translated from English. - M .: LLC " Premium Engineering", 2008. - 384 p., ill. (Chapter 5)).
Площадь поперечного сечения канала, через который ведется добыча газа (это могут быть НКТ, затрубное пространство, или и то и другое одновременно), определяет пропускная способность колонны малого диаметра, или сифонной колонны, устанавливаемой для увеличения скорости потока, или просто определяет, насколько эффективно и долго колонна труб, по которой производится добыча газа, будет обеспечивать работу скважины.The cross-sectional area of the channel through which gas is produced (it can be tubing, annulus, or both) determines the capacity of a small diameter column, or a siphon column installed to increase the flow rate, or simply determines how efficiently and for a long time the pipe string through which gas is produced will ensure the operation of the well.
Выбор НКТ для конкретной скважины состоит в том, чтобы, с одной стороны, иметь трубы с диаметром НКТ достаточно большим, тем самым исключая чрезмерное трение, а с другой стороны - достаточно малым, тем самым увеличивая скорость потока и, следовательно, исключая возможность скопления жидкости. Цель выбора - выбрать такую конструкцию лифтовой колонны, которая удовлетворяла бы этим требованиям по всей ее длине. Желательно также, чтобы эти требования удовлетворялись в течение длительного периода времени (несколько лет), прежде чем возникнет необходимость в замене конструкции скважины на новую.The choice of tubing for a particular well is, on the one hand, to have pipes with a tubing diameter large enough, thereby eliminating excessive friction, and on the other hand, small enough, thereby increasing the flow rate and, therefore, eliminating the possibility of fluid accumulation . The purpose of the selection is to choose a design of the tubing that satisfies these requirements along its entire length. It is also desirable that these requirements be satisfied for a long period of time (several years) before it becomes necessary to replace the well design with a new one.
Выбор диаметра НКТ для замены труб производится методом узлового анализа (совмещение характеристики пласта и лифтовой колонны) и понятии критической скорости (минимальная скорость, при которой происходит вынос жидкости). При выборе диаметра НКТ для уменьшения скопления жидкости следует учитывать продуктивные характеристики пласта, лифта и критической скорости. Для предупреждения скопления жидкости при работе скважины и обоснования спуска труб меньшего диаметра необходимо учитывать характер изменения дебита скважины и давления в пласте и на устье во времени.The choice of tubing diameter for pipe replacement is made by the method of nodal analysis (combination of reservoir and tubing characteristics) and the concept of critical velocity (the minimum velocity at which fluid is carried out). When choosing a tubing diameter to reduce fluid buildup, reservoir performance, lift, and critical velocity should be considered. To prevent accumulation of fluid during well operation and to justify the lowering of pipes of smaller diameter, it is necessary to take into account the nature of the change in well flow rate and pressure in the reservoir and at the wellhead over time.
Спуск в скважину труб меньшего диаметра позволяет увеличить скорость потока до заданного значения и обеспечить вынос жидкости из скважины в течение длительного времени. Вообще говоря, более высокая скорость уменьшает задержку жидкости (доля объема НКТ, занимаемая жидкостью, %) и снижает динамическое забойное давление, которое связано с воздействием силы тяжести на поток в НКТ. Излишнее уменьшение диаметра приводит к избыточным потерям давления на трение и способствует повышению динамического забойного давления.Lowering pipes of smaller diameter into the well allows increasing the flow rate to a predetermined value and ensuring the removal of fluid from the well for a long time. Generally speaking, higher velocity reduces fluid holdup (percentage of tubing volume occupied by fluid) and reduces dynamic bottomhole pressure, which is associated with the effect of gravity on tubing flow. Excessive reduction in diameter leads to excessive friction pressure losses and contributes to an increase in dynamic bottom hole pressure.
К недостаткам замены НКТ на трубы меньшего диаметра можно отнести:The disadvantages of replacing tubing with smaller diameter pipes include:
1. Принимая решение о спуске лифтовой колонны меньшего диаметра, следует иметь в виду, что в дальнейшем может потребоваться следующая замена. Необходимо оценивать длительность использования колонны НКТ малого диаметра, используя для этого метод узлового анализа или сравнение с имеющимся опытом эксплуатации аналогичных конструкций.1. When deciding to run a tubing with a smaller diameter, keep in mind that the next replacement may be required in the future. It is necessary to evaluate the duration of use of a small diameter tubing string, using the method of nodal analysis or comparison with existing operating experience of similar structures.
2. Если в колонне НКТ малого диаметра происходит накопление жидкости, то невозможно производить свабирование и применять для подъема жидкости азотный лифт. Один и тот же объем жидкости может быть пренебрежимо малым для НКТ большого диаметра и значительным для НКТ малого диаметра (с точки зрения давления, создаваемого столбом жидкости в колонне).2. If liquid accumulates in a small diameter tubing string, it is impossible to perform swabbing and use a nitrogen lift to lift the liquid. The same volume of liquid can be negligible for large diameter tubing and significant for small diameter tubing (in terms of pressure generated by the liquid column in the string).
3. Ограничивается добычной потенциал скважины (скважина может работать с большим дебитом, однако это приведет к большим потерям по стволу и быстрому истощению пластовой энергии).3. The production potential of the well is limited (the well can operate with a large flow rate, but this will lead to large losses along the wellbore and rapid depletion of reservoir energy).
Недостатком данных аналогов является то, что эксплуатация скважины осуществляется по лифтовой колонне, где при смене НКТ на трубы меньшего диаметра улучшаются условия для выноса жидкости, однако для смены НКТ необходимо производить глушение скважин, что для скважин с низкими пластовыми давлениями существенно снижает фильтрационно-емкостные свойства пласта. По мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости операцию по замене НКТ на трубы меньшего диаметра необходимо производить снова.The disadvantage of these analogues is that the operation of the well is carried out along the production string, where when the tubing is changed to pipes of smaller diameter, the conditions for fluid removal are improved, however, to change the tubing, it is necessary to kill the wells, which significantly reduces the reservoir properties for wells with low formation pressures. formation. As the formation pressure decreases and the volume of the incoming fluid increases, the operation to replace the tubing with pipes of a smaller diameter must be performed again.
Типовая схема скважины при замене НКТ на трубы меньшего диаметра представлена на фиг. 1).A typical well scheme when replacing tubing with pipes of a smaller diameter is shown in Fig. 1).
Из уровня техники известен также способ эксплуатации газовой скважины (Патент на изобретение №2513942), в котором газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом на устье скважины имеется управляющий комплекс, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины.Also known from the prior art is a method for operating a gas well (Patent for Invention No. 2513942), in which the gas well is supplied with a main production string and a central production string concentrically placed in it with the formation of an annular space between them. The end face of the central tubing string is placed below the end face of the main tubing string, and gas extraction is carried out simultaneously along the central tubing string and the annulus. At the same time, there is a control complex at the wellhead, with the help of which the received data are analyzed and a command is sent to the automatic gas flow control valve, optimizing the total well flow rate.
Недостатком данного аналога является то, что для стабильной работы скважины необходимо устанавливать управляющий комплекс, который позволяет регулировать потоки газа по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству, а также поддерживать в требуемом диапазоне значение дебита газа по центральной лифтовой колонне для обеспечения условий выноса жидкости.The disadvantage of this analogue is that for the stable operation of the well, it is necessary to install a control complex that allows you to control the gas flows through the central production string and the annulus, as well as maintain the gas flow rate in the central production string in the required range to ensure the conditions for the removal of liquid.
Заявленный способ эксплуатации скважин заключается в том, что на фонтанной арматуре над крестовиной дополнительно устанавливают трубодержатель и задвижку и в скважину, в существующую насосно-компрессорную трубу (НКТ), спускают гибкую длинномерную лифтовую колонну (ГДЛК), спуск которой производится без глушения скважины, и дальнейшая эксплуатация скважины происходит по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК. Таким образом, создаются условия для выноса жидкости из скважины по межтрубному кольцевому пространству (МКП). По мере снижения пластового давления или изменении других условий, которые привели к нарушению условий выноса жидкости по МКП при спущенной ГДЛК, извлекается данная гибкая длинномерная лифтовая колонна, и спускается новая ГДЛК с наружным диаметром, превышающим диаметр первой ГДЛК (с целью уменьшения сечения в МКП и создания условий для выноса жидкости по МКП). При этом данная операция по замене ГДЛК на больший диаметр производится не менее одного раза. Также используют комбинированные способы эксплуатации скважины (с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), использование плунжерного лифта и т.п.).The claimed method of well operation consists in the fact that a pipe holder and a valve are additionally installed on the X-mas tree above the cross, and a flexible long-length production string (GDLK) is lowered into the well, into the existing tubing, which is lowered without killing the well, and Further operation of the well takes place along the annular channel formed between the tubing and GDLC. Thus, conditions are created for the removal of fluid from the well through the annulus annulus (ICP). As reservoir pressure decreases or other conditions change, which led to a violation of the conditions for carrying fluid through the MCP with the deflated GDLC, this flexible long-length production string is removed, and a new GDLC is lowered with an outer diameter exceeding the diameter of the first GDLC (in order to reduce the cross section in the MCP and creating conditions for the removal of liquid along the MCP). At the same time, this operation to replace the GDLC with a larger diameter is performed at least once. Combined well operation methods are also used (with the addition of surfactants, the use of a plunger lift, etc.).
Типовая схема скважины при реализации заявленного способа представлена на фиг. 2. На рисунке 1 - лифтовая колонна (НКТ); 2 - задвижка; 3 - устройство регулирования дебита скважины; 4 - крестовина; 5 - ГДЛК (ЦЛК); 6 - трубодержатель.A typical well layout for the implementation of the claimed method is shown in Fig. 2. Figure 1 - tubing string (tubing); 2 - valve; 3 - device for regulating the flow rate of the well; 4 - cross; 5 - GDLK (CLK); 6 - pipe holder.
Предел эффективности использования способа эксплуатации скважины по кольцевому каналу, путем перекрытия сечения НКТ за счет спуска ГДЛК можно выразить следующим образом: такой способ эксплуатации эффективен до тех пор, пока рабочая площадь сечения кольцевого канала больше рабочей площади сечения ГДЛК.The efficiency limit of using the method of operating a well through an annular channel by overlapping the tubing section by running a GDLC can be expressed as follows: this method of operation is effective as long as the working area of the annular channel is greater than the working area of the GDLC.
По мере снижения пластового давления и увеличения объема поступающей жидкости целесообразно сочетать различные способы эксплуатации скважины (например, перевести скважину на эксплуатацию по КЖ по «классической схеме» - работа одновременно по МКП и ЦЛК или использовать комбинированные способы с добавлением ПАВ, использование плунжерного лифта и т.п.).As the formation pressure decreases and the volume of the incoming fluid increases, it is advisable to combine different methods of well operation (for example, transfer the well to production according to QOL according to the "classic scheme" - work simultaneously according to the MCP and CLC or use combined methods with the addition of surfactants, the use of a plunger lift, etc. .P.).
Пример способа эксплуатации проиллюстрируем графически (фиг. 2). Для примера возьмем скважину, у которой внутренний диаметр эксплуатационной колонны (ЭК) равен 192 мм (наружный диаметр 219 мм). В нее спущена НКТ с внутренним диметром 153 мм (наружный 168 мм). Давление у башмака НКТ составляет 10 атм, температура 28°С. Минимально-необходимая скорость газа для условий обеспечения непрерывного выноса жидкости (линия 7) составляет около 6,8 м/с (определена по методике Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей, стр. 201, 1998; Гриценко А.И., З.С. Алиев и др. Руководство по исследованию скважин, стр. 139, 1995; Turner R.G., Hubbard M.G., and Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells, journal of Petroleum Technology, Nov. 1969, pp.1475-1482). Таким образом, при площади порядка 280 см2 скорость в ЭК составит 4,1 м/с.Скорость в НКТ составит порядка 6,5 м/с (точка 5) при площади проходного сечения порядка 180 см2, что ниже минимально-необходимой скорости (6,8 м/с).An example of a method of operation will be illustrated graphically (Fig. 2). For example, let's take a well, in which the inner diameter of the production string (EC) is 192 mm (outer diameter 219 mm). A tubing with an inner diameter of 153 mm (outer 168 mm) was lowered into it. The pressure at the tubing shoe is 10 atm, the temperature is 28°C. The minimum required gas velocity to ensure continuous liquid removal (line 7) is about 6.8 m/s (determined by the method of Tochigin A.A., Odisharia G.E. Applied hydrodynamics of gas-liquid mixtures, p. 201, 1998; Gritsenko A.I., Z.S. Aliev et al. Well Survey Manual, p. 139, 1995; Turner RG, Hubbard MG, and Dukler AE Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells, journal of Petroleum Technology, Nov. 1969, pp.1475-1482). Thus, with an area of about 280 cm 2, the speed in the EC will be 4.1 m/s. The speed in the tubing will be about 6.5 m/s (point 5) with a flow area of about 180 cm 2 , which is below the minimum required speed (6.8 m/s).
Точка 1 на фиг. 3 - работа скважины только по МКП (Qцлк=0), ЦЛК 62×89 мм; точка 2 - работа скважины только по МКП (Qцлк=0), ЦЛК 50×73 мм; точка 3 - работа скважины одновременно по МКП и ЦЛК (62×89) мм; точка 4 - работа скважины одновременно по МКП и ЦЛК (50×73) мм; точка 5 - работа скважины только по НКТ 153×168 мм (без спущенных в нее труб); точка 6 - работа скважины в зоне эксплуатационной колонны (192×219 мм), находящейся ниже башмака НКТ; точка 7 - граница выноса жидкости (ниже нее вынос жидкости не происходит).
Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать одновременно по ГДЛК и кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь составит порядка 160 см2, что эквивалентно скорости, примерно равной 7,2 м/с (точка 4).If GDLC is run into the well with an outer diameter of 73 mm (inner 50 mm) and operated simultaneously along the GDLC and the annular channel formed between the tubing and the GDLC, then the total area will be about 160 cm 2 , which is equivalent to a speed approximately equal to 7.2 m/ c (point 4).
Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь уменьшится до 130 см2, при этом скорость увеличится до 8,7 м/с (точка 2). Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм) и эксплуатировать одновременно по ГДЛК и кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь составит порядка 150 см2, что эквивалентно скорости, примерно равной 7,8 м/с (точка 3).If GDLC is lowered into the well with an outer diameter of 73 mm (inner 50 mm) and operated only along the annular channel formed between the tubing and GDLC, then the total area will decrease to 130 cm 2 , while the speed will increase to 8.7 m/s (point 2). If the GDLC is run into the well with an outer diameter of 89 mm (inner 62 mm) and operated simultaneously along the GDLC and the annular channel formed between the tubing and the GDLC, then the total area will be about 150 cm 2 , which is equivalent to a speed approximately equal to 7.8 m/ c (point 3).
Если произвести спуск в скважину ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, образованному между НКТ и ГДЛК, то общая площадь уменьшится до 120 см2, при этом скорость увеличится до 9,8 м/с (точка 1).If GDLC is run into the well with an outer diameter of 89 mm (inner 62 mm) and operated only along the annular channel formed between the tubing and GDLC, then the total area will decrease to 120 cm 2 , while the speed will increase to 9.8 m/s (point 1).
Из проиллюстрированного примера видно, что эксплуатация только по кольцевому каналу позволяет иметь больший запас по обеспечению условий выноса жидкости.From the illustrated example, it can be seen that operation only along the annular channel allows you to have a greater margin for ensuring the conditions for the removal of liquid.
Поэтому более рационально сначала спустить ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и эксплуатировать только по кольцевому каналу, при этом скорость газа, равная 8,7 м/с будет удовлетворять условию обеспечения минимально-необходимой скорости, равной 6,8 м/с, при которой обеспечивается непрерывный вынос жидкости. По мере снижения пластового давления необходимо извлечь ГДЛК наружным диаметром 73 мм (внутренний 50 мм) и спустить ГДЛК наружным диаметром 89 мм (внутренний 62 мм), что позволит увеличить скорость газа в кольцевом канале для обеспечения условий непрерывного выноса жидкости. В дальнейшем произвести замену ГДЛК 89 мм на 102 мм.Therefore, it is more rational to first lower the GDLC with an outer diameter of 73 mm (inner 50 mm) and operate only along the annular channel, while the gas velocity equal to 8.7 m/s will satisfy the condition for ensuring the minimum required velocity equal to 6.8 m/s , at which the continuous removal of liquid is ensured. As the formation pressure decreases, it is necessary to extract the GDLC with an outer diameter of 73 mm (inner 50 mm) and lower the GDLC with an outer diameter of 89 mm (inner 62 mm), which will increase the gas velocity in the annular channel to ensure conditions for continuous liquid removal. In the future, replace GDLK 89 mm with 102 mm.
Для выбора оптимального диаметра ЦЛК производят расчет работы скважины после спуска предполагаемой ЦЛК при текущих термобарических условиях работы скважины, так и прогнозный расчет на 3-5 лет (расчет производят для всех труб из ряда 73, 89, 102, 114 мм). Строят графические зависимости (индикаторные кривые) работы скважины для всех труб. Выбор оптимального диаметра ЦЛК производится путем определения варианта с максимально близким режимом работы скважины к проектному (обеспечиваются минимальные потери давления, требуемый дебит, выполняются условия ограничения скважины и т.п.).To select the optimal CLC diameter, the well operation is calculated after the proposed CLC is lowered under the current thermobaric conditions of the well operation, as well as a predictive calculation for 3-5 years (calculation is made for all pipes from a range of 73, 89, 102, 114 mm). Graphical dependencies (indicator curves) of well operation are built for all pipes. The choice of the optimal diameter of the CLC is made by determining the option with the closest possible well operation to the design one (minimum pressure losses are ensured, the required flow rate is ensured, well restriction conditions are met, etc.).
Технический результат предлагаемого изобретения выражается в обеспечении условий выноса жидкости, сокращении затрат на требуемое оборудование (не требуется управляющий комплекс для организации и контроля режимов работы по двум каналам - МКП и ЦЛК, а также потребуется частичная модернизация фонтанной арматуры (по сравнению с традиционным переводом на эксплуатацию скважины по КЛК), т.к. не требуется обвязка центрального канала (ЦЛК)), а также предотвращения процедур, связанных с глушением скважины.The technical result of the invention is expressed in providing conditions for the removal of liquid, reducing the cost of the required equipment (there is no need for a control complex to organize and control the operating modes for two channels - MCP and CLC, and a partial modernization of the X-mas tree will be required (compared to the traditional transfer to operation wells according to KLK), since no piping of the central channel (CLK) is required), as well as the prevention of procedures associated with killing the well.
Расчет режимов работы скважины по МКП и определение дебита газа, при котором нарушаются условия по выносу жидкости из скважины проводят, например, по методике, предложенной в СТО Газпром 2-2.3-1017-2015 «Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам».The calculation of well operation modes according to the MCP and the determination of the gas flow rate, at which the conditions for the removal of fluid from the well are violated, are carried out, for example, according to the method proposed in STO Gazprom 2-2.3-1017-2015 “Operation of gas wells at the Nadym-Pur-Taz concentric lift columns.
Обозначения:Designations:
Vmin - минимальная допустимая скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с (Точигин А.А., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. - М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.);V min - the minimum allowable gas velocity required for the removal of liquid, m / s (Tochigin A.A., Odisharia G.E. Applied hydrodynamics of gas-liquid mixtures. - M .: All-Russian Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies. Ivanovo State Energy University, 1998. - 400 p.);
dвн - внутренний диаметр ЛК, м;d vn - inner diameter of the LC, m;
dэкв - эквивалентный диаметр, м;d eq - equivalent diameter, m;
Рпл - пластовое давление, МПа;P pl - reservoir pressure, MPa;
Ру - устьевое давление, МПа;P y - wellhead pressure, MPa;
Рз - забойное давление, МПа;P s - bottomhole pressure, MPa;
Рпр - приведенное давление,P pr - reduced pressure,
Ркр - критическое давление газа, МПа;P cr - critical gas pressure, MPa;
Рср - давление (среднее по лифтовой колонне), МПа,P cf - pressure (average over the tubing string), MPa,
Рст - давление в стандартных условиях, 105 Па;P st - pressure under standard conditions, 10 5 Pa;
Тпл - пластовая температура, К;T pl - reservoir temperature, K;
Тст - температура в стандартных условиях, 273,15 К;T st - temperature under standard conditions, 273.15 K;
Тз - забойная температура, К;T s - bottomhole temperature, K;
Тср - температура газа (средняя по колонне);T cf - gas temperature (average for the column);
Ту - температура на устье скважины, К;T y - temperature at the wellhead, K;
Тпр - приведенная температура,T pr - reduced temperature,
Ткр - критическая температура газа, К;T cr - critical gas temperature, K;
3,3 - эмпирический коэффициент;3.3 - empirical coefficient;
g - ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;g - free fall acceleration, 9.8 m/s 2 ;
е - экспонента (число Эйлера) ≈ 2,718;e - exponential (Euler number) ≈ 2.718;
σ - коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м;σ is the coefficient of surface tension of the liquid, N/m;
ρ1 - плотность жидкости, кг/м3;ρ 1 - liquid density, kg/m 3 ;
α - угол наклона ЛК к горизонту, град;α - LK tilt angle to the horizon, deg;
ρ2 - плотность газа на забое, кг/м3.ρ 2 - gas density at the bottom, kg / m 3 .
ρст - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;ρ st - gas density under standard conditions, kg / m 3 ;
s - безразмерный параметр;s - dimensionless parameter;
θ - коэффициент сопротивления ствола скважины;θ - wellbore drag coefficient;
ρотн - относительная плотность газа по воздуху;ρ rel - relative density of gas in air;
Lлк - длина ЛК, м;L lux - the length of the LC, m;
Zcp - коэффициент сверхсжимаемости газа (средний по колонне);Z cp - coefficient of gas supercompressibility (average over the column);
λлк - коэффициент гидравлического сопротивления колонны;λ lx - coefficient of hydraulic resistance of the column;
λМПК - коэффициент гидравлического сопротивления МКП;λ MPC - coefficient of hydraulic resistance of the MCP;
а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, МПа2 сут/тыс.м3;a - linear coefficient of filtration resistance of the formation, MPa 2 days/thousand m 3 ;
b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, (МПа⋅сут/тыс.м3)2;b - quadratic coefficient of formation filtration resistance, (MPa⋅day/thousand m 3 ) 2 ;
QМПК - дебит газа по МКП, тыс.м3/сут.Q MPK - gas flow rate according to the MCP, thousand m 3 / day.
Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.The initial data for the calculation are given in Table 1.
1. Расчет минимально допустимого дебита для текущей насосно-компрессорной трубы.1. Calculation of the minimum allowable flow rate for the current tubing.
1.1. Определяют приведенную температуру Тпр для забойных (пластовых) условий по формуле1.1. Reduced temperature T CR is determined for bottomhole (reservoir) conditions according to the formula
1.2. Определяют приведенное давление Рпр для забойных (пластовых) условий по формуле1.2. Determine the reduced pressure P CR for bottomhole (reservoir) conditions according to the formula
1.3. Определяют коэффициент сверхсжимаемости для забойных (пластовых) условий по формуле1.3. The coefficient of supercompressibility for bottomhole (reservoir) conditions is determined by the formula
1.4. Рассчитывают плотность газа в рабочих условиях на забое по формуле1.4. Calculate the density of the gas under working conditions at the bottom according to the formula
1.5. Определяют минимально допустимую скорость газа для выноса жидкости по формуле:1.5. The minimum allowable gas velocity for liquid removal is determined by the formula:
1.6. Определяют значение минимально допустимого дебита газа, Qmin для непрерывного выноса жидкости по текущей НКТ по формуле:1.6. The value of the minimum allowable gas flow rate, Q min, is determined for the continuous removal of liquid along the current tubing according to the formula:
1.7. Значение минимально допустимого дебита газа Qmin, умножаем на коэффициент 1,11.7. The value of the minimum allowable gas flow rate Q min , multiply by a factor of 1.1
2. Определение забойного давления в скважине для текущей насосно-компрессорной трубы2. Determination of bottomhole pressure in the well for the current tubing
Определяют забойное давление в скважине (решается методом последовательных приближений) для текущей НКТ (показан последний шаг решения)Determine the bottom hole pressure in the well (solved by the method of successive approximations) for the current tubing (the last step of the solution is shown)
2.1. Рассчитывают среднее значение температуры по стволу скважины по формуле2.1. Calculate the average value of the temperature along the wellbore according to the formula
2.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле2.2. The reduced temperature value is calculated by the formula
2.3. Рассчитывают среднее значение давления по стволу скважины по формуле2.3. Calculate the average value of pressure along the wellbore according to the formula
2.4. Рассчитывают приведенное значение давления по формуле2.4. Calculate the reduced pressure value by the formula
2.5. Рассчитывают среднее по стволу значение коэффициента сверхсжимаемости газа по формуле2.5. Calculate the average value of the gas supercompressibility coefficient along the trunk according to the formula
2.6. Рассчитывают параметр S по формуле2.6. The parameter S is calculated by the formula
2.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления ствола скважины θ по формуле:2.7. The wellbore drag coefficient θ is calculated using the formula:
2.8. Рассчитывают забойное давление для текущей НКТ по формуле2.8. Bottomhole pressure is calculated for the current tubing according to the formula
2.9. Определяют дебит скважины по формуле2.9. The well flow rate is determined by the formula
Учитывая, что
жидкости с забоя, необходимо произвести спуск ГДЛК и эксплуатировать скважину по МКП для обеспечения выноса жидкости.fluid from the bottomhole, it is necessary to run the GDLC and operate the well according to the MCP to ensure the removal of the fluid.
3. Определение значения минимально допустимого дебита газа по МКП3. Determination of the value of the minimum allowable gas flow rate according to the MCP
В качестве примера расчет будет произведен для ГДЛК наружным диаметром 73 мм и внутренним 50 мм.As an example, the calculation will be made for GDLK with an outer diameter of 73 mm and an inner diameter of 50 mm.
3.1. Определяют значение эквивалентного диаметра по формуле3.1. Determine the value of the equivalent diameter by the formula
3.2. Определяют минимально допустимый дебит газа по МКП по формуле
4. Расчет значения давления на забое скважины при движении газа только по МКП4. Calculation of the value of pressure at the bottom of the well when gas moves only along the MCP
4.1. Рассчитывают среднее значение температуры по МКП по формуле4.1. Calculate the average temperature value according to the MCP according to the formula
4.2. Рассчитывают приведенное значение температуры по формуле4.2. The reduced temperature value is calculated by the formula
4.3. Рассчитывают среднее значение давления по МКП по формуле4.3. Calculate the average value of pressure according to the MCP according to the formula
4.4 Рассчитывают приведенное значение давления по формуле4.4 Calculate the reduced pressure value using the formula
4.5. Рассчитывают среднее по МКП значение коэффициента ерхсжимаемости газа по формуле4.5. Calculate the MCP average value of the coefficient of gas excompressibility according to the formula
4.6. Рассчитывают параметр S по формуле4.6. The parameter S is calculated by the formula
4.7. Рассчитывают коэффициент сопротивления МКП по формуле4.7. Calculate the coefficient of resistance of the MCP by the formula
4.8. Рассчитывают забойное давление для МКП по формуле4.8. The bottomhole pressure for the MCP is calculated using the formula
4.9. Рассчитывают новое значение дебита скважины по формуле4.9. Calculate the new value of the well flow rate by the formula
4.10. Так как значение дебита скважины Qскв больше значения минимально допустимого дебита газа по МКП, то эксплуатация скважины производится только по МКП до тех пор, пока обеспечивается данное условие. После этого производится замена ГДЛК на трубу большего диаметра и осуществляют расчеты новых режимов работы скважины.4.10. Since the value of the well flow rate Q well is greater than the value of the minimum allowable gas flow rate according to the MCP, the well is operated only according to the MCP until this condition is met. After that, the GDLC is replaced with a larger diameter pipe and new well operation modes are calculated.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2792861C1 true RU2792861C1 (en) | 2023-03-28 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007076609A1 (en) * | 2006-01-06 | 2007-07-12 | Trican Well Service Ltd. | Pressure containment devices and methods of using same |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2523270C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Well conversion method, including flooded wells, for operation with two production strings and device for its implementation |
| RU2651716C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for upgrading gas-condensate well |
| RU2739273C2 (en) * | 2019-03-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Method of transfer of gas and gas condensate wells, including flooded ones, for operation along two lifting columns, method of such wells operation and device for implementation of such methods |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007076609A1 (en) * | 2006-01-06 | 2007-07-12 | Trican Well Service Ltd. | Pressure containment devices and methods of using same |
| RU2513942C2 (en) * | 2012-07-17 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Gas well operation method |
| RU2523270C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Well conversion method, including flooded wells, for operation with two production strings and device for its implementation |
| RU2651716C1 (en) * | 2016-12-09 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for upgrading gas-condensate well |
| RU2739273C2 (en) * | 2019-03-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | Method of transfer of gas and gas condensate wells, including flooded ones, for operation along two lifting columns, method of such wells operation and device for implementation of such methods |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОНОМАРЕВ А.И. и др. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами. "Науки о земле". N4, 2019. БИКТИМИРОВ Р.Р. и др. Обоснование применения концентрических лифтовых колонн на сеноманском горизонте Уренгойского месторождения. "Молодой ученый" N9 (299), февраль 2020 г. С.92-94. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8025100B2 (en) | Method and device for compressing a multiphase fluid | |
| AU2024200777A1 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| US9366127B1 (en) | Gas separator with integral pump seating nipple | |
| NO311814B1 (en) | Device and method for oil recovery | |
| US20100096141A1 (en) | Jet Pump With a Centrifugal Pump | |
| US20120125625A1 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
| US20200399998A1 (en) | Horizontal wellbore pump system and method | |
| AU2015299753A1 (en) | A well system | |
| CN109477370B (en) | Method and apparatus for stabilizing gas/liquid flow in vertical pipes | |
| RU2792861C1 (en) | Well operation method | |
| US11629586B2 (en) | In-line phase separation | |
| RU2792961C1 (en) | Method for operation of gas and gas condensate wells | |
| Elmer et al. | High Pressure Gas-Lift: Is Industry Missing a Potentially Huge Application to Horizontal Wells? | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2733585C1 (en) | Method of well operation at the final stage of development of gas deposits | |
| RU95026U1 (en) | RING LIMITER OF LIQUID, GAS OR GAS-LIQUID MIXTURE IN A WELL | |
| Bagci et al. | Production Modeling for Velocity String Applications in Unconventional Wells | |
| Rejepovich | THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS | |
| RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor | |
| RU2825379C1 (en) | Sucker-rod pumping unit for oil production from wells with presence of sump in conditions of high gas factor | |
| RU2817441C1 (en) | Downhole sucker-rod pump unit for oil production in conditions of high gas factor | |
| RU2803026C1 (en) | Rod pump filter | |
| RU2268354C1 (en) | Oil production method | |
| US10267135B2 (en) | Oil production well gas separator system using progressive perforations | |
| Kondrat et al. | EVALUATION OF GAS WELLS OPERATION STABILITY IN THE FINAL STAGES OF NATURAL HYDROCARBONS DEPOSITS DEVELOPMENT |