RU2722899C1

RU2722899C1 - Method of gas well operation

Info

Publication number: RU2722899C1
Application number: RU2019143787A
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Владимирович Дикамов; Михаил Юрьевич Сафронов; Арслан Арсланович Юнусов; Теймур Тельманович Рагимов; Динар Рафикович Валиулин; Юрий Геннадьевич Венков
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
Priority date: 2019-12-23
Filing date: 2019-12-23
Publication date: 2020-06-04

Abstract

FIELD: gas industry; mining.SUBSTANCE: invention relates to operation of gas wells at the final stage of development and, in particular, to operation of gas wells, in which gas flow rate is insufficient for liquid discharge from the bottomhole. According to the method, the gas well is equipped with the main tubing string and central tubing string concentrically installed in it with formation of annular space between them. End face of the central tubing string is placed below the end face of the main tubing string. Gas is extracted simultaneously along central tubing string and annular space. Gas extraction along the central tubing string is performed with a flow rate which is one and a half times higher than the flow rate required for removal of liquid from it. Gas flow rate through the annular space is set so that it does not exceed values of the work production rate. In order to control the flow rate along the central tubing string, an adjusting union is installed on the flow path of the annular annulus. Manually by the degree of opening of the adjusting nozzle, pressure is set on the mouth of the annular annulus, which is necessary to create conditions for carrying out liquid along the central tubing string in the well shaft. Value of set pressure is determined depending on pressure in gas-gathering network according to mode map of the well.EFFECT: increased efficiency of well operation by removal of fluid accumulated on the bottomhole without using complex automated control systems.1 cl, 1 dwg, 1 tbl

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-filling" wells, that is, wells in which the gas flow rate is insufficient to remove the liquid from the bottom.

Разработка газовых месторождений в условиях снижающегося ресурсно-энергетического потенциала характеризуется увеличением числа скважин скорость потока газа в которых недостаточна для их устойчивой эксплуатации. Это способствует накоплению на забое жидкости, что приводит к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт и, соответственно, уменьшением депрессии темп притока газа в скважину снижается до величины меньше минимально необходимой для непрерывного удаления жидкости с забоя. Накопление жидкости и повышение давления на забое приводит к снижению добычи газа или полному останову скважины.The development of gas fields in conditions of decreasing resource and energy potential is characterized by an increase in the number of wells, the gas flow rate in which is insufficient for their stable operation. This contributes to the accumulation of liquid at the bottom, which leads to an increase in back pressure on the reservoir. With an increase in back pressure on the formation and, accordingly, a decrease in depression, the rate of gas inflow into the well decreases to a value less than the minimum necessary for continuous removal of fluid from the bottom. The accumulation of fluid and increased pressure at the bottom leads to a decrease in gas production or a complete shutdown of the well.

В настоящее время в Надым-Пур-Тазовском регионе Тюменской области широкое распространение получил способ удаления жидкости из скважин с помощью технологических продувок. Продувка скважины осуществляется через факельную линию, при этом давление на устье скважины уменьшается, а дебит и, соответственно, скорость газа на забое и в лифтовой колонне возрастают, что способствует выносу жидкости с забоя. Накопленный опыт свидетельствует о том, что с увеличенным дебитом скважина должна работать минимум 30-50 мин. Периодичность проведения продувок зависит от интенсивности скопления жидкости на забое и в лифтовой колонне, по отдельным скважинам такие работы необходимо проводить до 7-8 раз в месяц.Currently, in the Nadym-Pur-Taz region of the Tyumen region, a widespread method of removing fluid from wells using technological purges. The well is flushed through the flare line, while the pressure at the wellhead decreases, and the flow rate and, accordingly, the gas velocity at the bottom and in the lift string increase, which contributes to the removal of fluid from the bottom. The accumulated experience indicates that with an increased production rate the well should work for at least 30-50 minutes. The frequency of purging depends on the intensity of accumulation of fluid at the bottom and in the lift string; for individual wells, such work must be carried out up to 7-8 times a month.

Эти работы сопровождаются безвозвратными потерями газа с загрязнением окружающей среды. После окончания каждой продувки часть воды по стенкам труб лифтовой колонны возвращается обратно на забой. Поэтому важной задачей является применение других, более эффективных способов удаления жидкости из скважин.These works are accompanied by irretrievable losses of gas with environmental pollution. After each purge, part of the water along the walls of the pipes of the elevator column returns back to the bottom. Therefore, an important task is the use of other, more effective methods of removing fluid from the wells.

Одним из способов удаления жидкости с забоев газовых скважин и обеспечения их устойчивого режима работы является оборудование скважин концентрической лифтовой колонной (КЛК).One way to remove fluid from the bottom of gas wells and ensure their stable operation is to equip the wells with a concentric lift column (KLK).

Известен Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне, включающий отбор газа по кольцевому пространству и лифтовой колонне с ограничением отбора газа из кольцевого пространства путем дросселирования [Описание изобретения к авторскому свидетельству 345266, опубликовано 14.07.1972]. Недостатком известного способа эксплуатации газовых скважин является то, что для удаления жидкости с забоя необходимо периодически останавливать скважину.A known method of operating gas and gas condensate wells in the annulus and fountain column, 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 [Description of the invention to copyright certificate 345266, published July 14, 1972]. 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.

Наиболее близким аналогом, взятым за прототип, является Способ эксплуатации газовых скважин [RU 2513942, опубликовано 20.04.2014], 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 по центральной лифтовой колонне устанавливают расходомерное устройство, на пути потока по кольцевому пространству 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.The closest analogue taken as a prototype is the Method of operating gas wells [RU 2513942, published 04/20/2014], in which the gas well is equipped with a main lift column and a central lift column concentrically placed in it with the formation of an annular space between them, the end face of the central lift column placed below the end face of the main elevator column, and gas is taken simultaneously from the central elevator column and the annular space, while the gas is taken from the central elevator column with a flow rate that is one and a half times the flow rate required for liquid removal from it, and the gas flow rate in the ring the space is set such a value that it does not exceed the value of the working flow rate, a flow meter is installed on the flow path along the central lift column, an automatic gas flow control valve is installed on the flow path along the annular space, then the flows are combined and sent to a similar flow meter the device, while the electrical signals from the flow meter of the central lift column flow and the combined flow meter are sent to the controllers of the automatic control complex, by which the received data is analyzed and the command is sent to the automatic gas flow control valve, optimizing the total flow rate of the well taking into account the filtration resistances of the well .

К недостаткам прототипа относится техническая и технологическая сложность автоматизированных управляющих комплексов и необходимость их обслуживания. Кроме того, в случае выхода из строя хотя бы одного из расходомерных устройств комплекс не будет выполнять свою функцию, будет необходима останов скважины для выявления дефектного узла и его ремонта. Помимо прочего, для работы комплекса требуется электрификация скважины, что также создает сложности тиражирования данной технологии в существующей системе газодобычи Надым-Пур-Тазовского региона с учетом требований безопасности на опасном производственном объекте, каким является газовая скважина.The disadvantages of the prototype include the technical and technological complexity of automated control systems and the need for their maintenance. In addition, in the event of failure of at least one of the flowmeter devices, the complex will not fulfill its function, it will be necessary to stop the well to identify a defective unit and repair it. Among other things, the complex requires well electrification, which also makes it difficult to replicate this technology in the existing gas production system in the Nadym-Pur-Taz region, taking into account safety requirements at a hazardous production facility, which is a gas well.

Задачей создания изобретения является устранение недостатков прототипа в целях обеспечения непрерывного удаления жидкости из стволов склонных к «самозадавливанию» газовых скважин для повышения надежности процесса удаления жидкости с забоя.The objective of the invention is to eliminate the disadvantages of the prototype in order to ensure continuous removal of fluid from the shafts prone to "self-jamming" gas wells to increase the reliability of the process of removing fluid from the bottom.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является оптимизация режима работы газовой скважины на стадии падающей добычи без применения сложных автоматизированных управляющих комплексов, требующих электрификации скважины, с соблюдением требований безопасности на опасном производственном объекте.The technical result of the alleged invention is the optimization of the gas well operating mode at the stage of falling production without the use of complex automated control systems requiring electrification of the well, in compliance with safety requirements at a hazardous production facility.

Поставленный технический результат достигается использованием сочетания общих с прототипом известных признаков, заключающихся в том, что 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 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, и новых признаков, заключающихся в том, что режим работы скважины осуществляют вручную с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, при этом степенью открытия регулирующего штуцера задают давление на устье межколонного кольцевого пространства (МКП), обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, достаточный для выноса жидкости из ствола скважины, значение которого определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе по режимной карте скважины, составленной на основе результатов газодинамических исследований.The technical result is achieved using a combination of common features with the prototype of the known features, namely, that the gas well is equipped with a main lift column and a central lift column concentrically placed in it with the formation of an annular space between them, the end face of the central lift column is located below the end of the main lift column, and gas is taken along the central lift column and annular space, while gas is taken from the central lift column with a flow rate that is one and a half times higher than the flow rate required for liquid removal from it, and the gas flow rate through the annular space is set so that it does not exceed values of the working flow rate, and new signs, namely, that the well operating mode is carried out manually with the help of a regulating fitting located on the flow path of the annular annular space, while the degree of opening of the regulating nozzle sets the pressure at the mouth of the annulus to of the annular space (MCP), which ensures selection by the central lift string, sufficient for the removal of fluid from the wellbore, the value of which is determined depending on the pressure in the gas collection manifold from the well map based on the results of gas-dynamic studies.

Новизной предложенного способа является то, что режим работы скважины осуществляют только с помощью регулирующего штуцера, расположенного на пути потока межколонного кольцевого пространства, степенью открытия которого задают давление на устье МКП, обеспечивающее отбор по центральной лифтовой колонне, необходимый для выноса жидкости из ствола скважины, при этом, в отличие от прототипа, значение давления определяют в зависимости от давления в газосборном коллекторе.The novelty of the proposed method is that the mode of operation of the well is carried out only with the help of a control fitting located on the flow path of the annular annular space, the degree of opening of which sets the pressure on the mouth of the MCP, which ensures selection along the central lift column, necessary for the removal of fluid from the wellbore, this, unlike the prototype, the pressure value is determined depending on the pressure in the gas manifold.

Изобретение иллюстрируется чертежом, на котором изображена принципиальная схема скважины, оснащенная концентрической лифтовой колонной с применением оборудования, необходимого для управления режимом работы.The invention is illustrated in the drawing, which shows a schematic diagram of a well equipped with a concentric elevator column using equipment necessary to control the operating mode.

Предложенный способ может быть реализован при помощи скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной, включающей в себя: интервал перфорации 1; центральная лифтовая колонна 2; основная лифтовая колонна 3; эксплуатационная колонна 4; кольцевое пространство 5; фонтанная арматура 6; левая верхняя рабочая задвижка 7; левая верхняя контрольная задвижка 8; правая верхняя контрольная задвижка 9; правая верхняя рабочая задвижка 10; левая нижняя контрольная задвижка 11; левая нижняя рабочая задвижка 12; правая нижняя рабочая задвижка 13; правая нижняя контрольная задвижка 14; регулирующий штуцер 15; регистраторы технологических параметров 16 и 17; манометры 18 и 19; трубопровод устьевой обвязки линии МКП 20; трубопровод устьевой обвязки 21 линии концентрической лифтовой колонны; трубопровод объединенного потока 22 идущий в газосборный коллектор.The proposed method can be implemented using a well equipped with a concentric elevator column, including: perforation interval 1; central lift column 2; main lift column 3; production casing 4; annular space 5; fountain fittings 6; left upper working valve 7; upper left control valve 8; upper right control valve 9; right upper working valve 10; lower left control valve 11; lower left working valve 12; lower right working valve 13; lower right control valve 14; control fitting 15; registrars of technological parameters 16 and 17; manometers 18 and 19; wellhead piping piping line MKP 20; wellhead piping 21 lines of a concentric elevator column; the combined flow pipe 22 going to the gas collection manifold.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

Отбор газа из интервала перфорации 1 осуществляют по центральной лифтовой колонне 2 и/или кольцевому пространству 5, при этом вместе с газом из интервала перфорации 1 скважины по центральной лифтовой колонне 2 выносится жидкость. В случае снижения скорости в центральной лифтовой колонне 2 жидкость перестает выноситься из скважины и стекает обратно на забой. Поэтому для регулирования скоростей газового потока в центральной лифтовой колонне 2 и кольцевом пространстве 5 используют регулирующее устройство 15, степень открытия которого задают вручную в соответствии со значением, указанным в режимной карте скважины. При устойчивой работе скважины задвижки 7 и 12 закрыты, а задвижки 8, 9, 10, 11,13, 14 - открыты. С помощью регистраторов технологических параметров 16, установленного на трубопроводе устьевой обвязки МКП 20, и 17, установленного на трубопроводе устьевой обвязки ЦЛК 21, осуществляют замер давления газа до регулирующего штуцера 15 и на трубопроводе центральной лифтовой колонны 21, далее эту информацию передают по радиоканалу через антенну на пульт управления установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Полученную информацию обрабатывают, идентифицируют в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном коллекторе 22 и принимают решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера 15 персоналом УКПГ. При уменьшении проходного сечения регулирующего штуцера 15 скорость движения газа по кольцевому пространству 5 снижается, а скорость движения газа в центральной лифтовой колонне 2 возрастает, что обеспечивает условия для выноса жидкой фазы с забоя скважины вместе с потоком газа. В случае неработоспособности регистраторов технологических параметров 16,17 контроль устьевого давления и давления в газосборном коллекторе 22 осуществляют по манометрам 18 и 19, установленных на трехходовые краны.Gas is taken from the perforation interval 1 through the central elevator column 2 and / or annular space 5, and, together with the gas, liquid is carried out from the perforation interval 1 of the well along the central elevator column 2. In the case of a decrease in speed in the central elevator column 2, the liquid ceases to be carried out of the well and flows back to the bottom. Therefore, to control the gas flow rates in the central elevator column 2 and the annular space 5, a regulating device 15 is used, the degree of opening of which is set manually in accordance with the value specified in the regime map of the well. With stable operation of the well, valves 7 and 12 are closed, and valves 8, 9, 10, 11.13, 14 are open. Using the registrars of technological parameters 16, installed on the wellhead piping piping of the MCP 20, and 17, installed on the wellhead piping of the TsLK 21, gas pressure is measured to the regulating fitting 15 and on the pipeline of the central elevator column 21, then this information is transmitted over the air via an antenna to the control panel of the integrated gas treatment unit (UKPG). The information obtained is processed, identified in accordance with the regime map of the well, the pressure in the gas collection manifold 22, and a decision is made to change the flow area of the control fitting 15 by the gas treatment unit personnel. With a decrease in the cross section of the control fitting 15, the gas velocity in the annular space 5 decreases, and the gas velocity in the central elevator column 2 increases, which provides the conditions for the removal of the liquid phase from the bottom of the well along with the gas flow. In the case of inoperability of process parameters recorders 16.17, wellhead pressure and pressure in the gas collection manifold 22 are controlled by manometers 18 and 19 mounted on three-way valves.

Использование предложенного технического решения позволит обеспечить условия для непрерывного удаления жидкости из ствола газовых скважин, склонных к «самозадавливанию», с одновременным регулированием суммарного дебита скважины, что, в конечном итоге, позволит оптимизировать режим работы газовой скважины на стадии падающей добычи и позволит эксплуатировать скважину без остановок и продувок, а также устранить недостатки способа-прототипа, в частности, повысить технологические возможности способа, заключающиеся в снижении капиталовложений при эксплуатации газовой скважины с использованием автоматизированного управляющего комплекса, оборудованного технически и технологически сложными средствами автоматического управления и регулирования, и необходимостью электрификации скважины для обеспечения работы комплекса.Using the proposed technical solution will provide conditions for the continuous removal of fluid from the borehole of gas wells, prone to "self-squeezing", while controlling the total flow rate of the well, which, ultimately, will optimize the operating mode of the gas well at the stage of falling production and allow the well to operate without stops and purges, as well as eliminate the disadvantages of the prototype method, in particular, to increase the technological capabilities of the method, which consists in reducing investment in the operation of a gas well using an automated control complex equipped with technically and technologically sophisticated means of automatic control and regulation, and the need to electrify the well for ensure the operation of the complex.

Заявляемый способ реализован на скважине 8142 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой». В эксплуатационную колонну диаметром 219 мм «самозадавливающейся» газовой скважины опущена основная лифтовая колонна диаметром 168 мм, в которую дополнительно опущена центральная лифтовая колонна диаметром 60,3 мм с размещением нижнего торца центральной лифтовой колонны на 2 м ниже торца основной лифтовой колонны, при этом между основной и центральной лифтовой колоннами образовано кольцевое пространство. Скважина оборудована фонтанной арматурой марки АФ6 100/50×14 К1 ХЛ, включающей трубопроводы устьевой обвязки, соединенные с кольцевым пространством. На фонтанной арматуре последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС1-65×21, инструментальный фланец, регистратор технологических параметров РТП-04 и регулирующее устройство. Трубопровод устьевой обвязки соединен с трубным пространством центральной лифтовой колонны, на котором последовательно установлены струнные задвижки марки ЗМС 50×14 К1 и регистратор технологических параметров РТП-04. На выходе трубопроводы устьевой обвязки объединены в общий трубопровод устьевой обвязки. После ввода скважины в эксплуатацию выполнен комплекс газодинамических исследований, по результатам которых составлена режимная карта скважины, где определено необходимое давление на устье межкольцевого пространства (РуМКП) в зависимости от давления в газосборной сети для создания условия выноса с забоя скважины жидкости (приведено в табл. 1).The inventive method is implemented on well 8142 of the Urengoy gas production department of Gazprom dobycha Urengoy LLC. The main lift column with a diameter of 168 mm is lowered into the production casing with a diameter of 219 mm of a “self-filling" gas well, into which the central lift casing with a diameter of 60.3 mm is additionally lowered with the lower end of the central lift casing 2 meters below the end of the main lift casing, between The main and central lift columns form an annular space. The well is equipped with AF6 100/50 × 14 K1 HL fountain fittings, including wellhead piping connected to the annular space. String valves of the ZMS1-65 × 21 brand, an instrument flange, a technological parameters recorder RTP-04 and an adjusting device are sequentially installed on the fountain fixtures. The wellhead piping is connected to the tube space of the central lift column, on which string valves of the ZMS 50 × 14 K1 brand and a technological parameters recorder RTP-04 are installed in series. At the outlet, the wellhead pipelines are combined into a common wellhead piping. After putting the well into operation, a set of gas-dynamic studies was carried out, according to the results of which a regime map of the well was compiled, where the necessary pressure at the mouth of the annulus was determined depending on the pressure in the gas gathering network to create a condition for the removal of liquid from the bottom of the well (shown in Table 1 )

Отбор газа из интервала перфорации осуществлялся по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. Вместе с газом из интервала перфорации и забоя скважины по центральной лифтовой колонне жидкость поднималась со скоростью более 4 м/с. В результате снижения скорости в центральной лифтовой колонне жидкость переставала выноситься из скважины и стекала обратно на забой. С регистраторов, установленных на инструментальном фланце информация по радиоканалу передавалась на пульт управления УКПГ, где информация обрабатывалась, идентифицировалась в соответствии с режимной картой скважины, давлением в газосборном сети, и далее, персоналом УКПГ, принималось решение для изменения проходного сечения регулирующего штуцера. Как видно из таблицы 1, устойчивый режим работы скважины с одновременной работой по центральной лифтовой колонне и межкольцевому пространству при давлении в газосборной сети от 1,09 до 1,16 МПа соблюдается при поддержании давления на устье межкольцевого пространства от 1,29 до 1,36 МПа.Gas was taken from the perforation interval along the central lift column and the annular space. Together with the gas from the interval of perforation and bottomhole along the central lift string, the fluid rose at a speed of more than 4 m / s. As a result of a decrease in speed in the central elevator column, the fluid ceased to be carried out of the well and flowed back to the bottom. From the registrars installed on the instrument flange, the information was transmitted over the air to the control unit of the gas treatment plant, where the information was processed, identified in accordance with the well map, pressure in the gas collection network, and then, the gas treatment personnel decided to change the passage section of the control fitting. As can be seen from table 1, a stable mode of operation of the well with simultaneous operation of the central lift column and the annular space at a pressure in the gas collection network from 1.09 to 1.16 MPa is observed while maintaining the pressure at the mouth of the annular space from 1.29 to 1.36 MPa

Claims

A method of operating a gas well in which a 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 elevator column with a flow rate that is one and a half times higher than the flow rate required to remove the liquid from it, and the gas flow rate in the annular space is set so that it does not exceed the working flow rate, characterized in that the regulation flow rates in the central elevator column are carried out using a control device located on the gas flow path through the annular annular space, while manually setting the opening of the adjusting fitting to set the pressure at the mouth of the annular annular space necessary to create a condition ov outflow along the central lift column of fluid in the wellbore, the value of which is determined depending on the pressure in the gas gathering network from the well map, when fluid accumulates in the well and, consequently, the difference between the actual wellhead pressure and the pressure at the wellhead according to the regime map of the well at a given pressure in the gas collection network, the liquid is removed by reducing the degree of opening of the control fitting on the flow path of the annular annular space, thereby changing the speed and direction of gas flows along the central lift column.