RU2760183C1 - Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation - Google Patents
Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2760183C1 RU2760183C1 RU2021107799A RU2021107799A RU2760183C1 RU 2760183 C1 RU2760183 C1 RU 2760183C1 RU 2021107799 A RU2021107799 A RU 2021107799A RU 2021107799 A RU2021107799 A RU 2021107799A RU 2760183 C1 RU2760183 C1 RU 2760183C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- bullet
- liquid
- section
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 116
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 18
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 6
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 5
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 4
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000026676 system process Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 101001092910 Homo sapiens Serum amyloid P-component Proteins 0.000 abstract 1
- 102100036202 Serum amyloid P-component Human genes 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, в частности к эксплуатации самозадавливающихся скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя.The invention relates to the gas production industry, namely to the operation of gas wells at the final stage of field development, in particular to the operation of self-restraining wells, in which the gas flow rate is insufficient to remove liquid from the bottomhole.
Добыча углеводородного сырья на завершающей стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется низким энергетическим потенциалом пласта и неустойчивой работой скважин. В условиях пониженного пластового давления и падения скорости газового потока ниже необходимого значения для выноса жидкой фазы по стволу скважины, на забое и в призабойной зоне пласта происходит процесс накопления жидкости, который приводит к увеличению противодавления на пласт, ускоренному темпу падения добычи углеводородного сырья, переходу на эксплуатацию в периодическом режиме, а затем и к самопроизвольной остановке скважин.The production of hydrocarbons at the final stage of the development of gas and gas condensate fields is characterized by a low energy potential of the reservoir and unstable well operation. Under conditions of reduced reservoir pressure and a drop in the gas flow rate below the required value for the removal of the liquid phase along the wellbore, at the bottom and in the bottomhole zone of the formation, a process of fluid accumulation occurs, which leads to an increase in backpressure to the formation, an accelerated rate of decline in hydrocarbon production, transition to operation in a periodic mode, and then to spontaneous shutdown of wells.
При кустовой схеме обвязки газовых скважин, вскрывающих различные эксплуатационные объекты, когда минимально допустимое для устойчивой работы устьевое давление каждой скважины определяется линейным давлением общего газосборного коллектора, ситуация значительно осложняется. В большинстве случаев, при снижении устьевого давления одной из скважин до критического значения, последняя временно переводится в бездействующий фонд до момента снижения линейного давления за счет выработки запасов и снижения устьевого давления остальных скважин куста.With a cluster scheme for piping gas wells that penetrate various production facilities, when the minimum permissible wellhead pressure for stable operation is determined by the line pressure of the common gas-gathering reservoir, the situation becomes much more complicated. In most cases, when the wellhead pressure of one of the wells drops to a critical value, the latter is temporarily transferred to an inactive stock until the line pressure decreases due to the depletion of reserves and a decrease in the wellhead pressure of the remaining wells in the cluster.
В настоящее время предложено много способов нейтрализации негативного влияния накопления жидкости в скважине на добычу газа и повышения эффективности эксплуатации обводняющихся газовых скважин. Однако наряду с преимуществами каждый из них обладает недостатками, ограничивающими их применение.Currently, many methods have been proposed to neutralize the negative effect of fluid accumulation in a well on gas production and to improve the efficiency of operation of watering gas wells. However, along with the advantages, each of them has disadvantages that limit their use.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебник для техникумов / В.М. Муравьев. - М.: Недра, 1978. - С. 367-369], включающий периодические продувки ствола скважины с ее отработкой на факельное устройство.A known method of operating gas wells at a late stage of development of natural gas fields [see. Muravyov, V.M. Operation of oil and gas wells: a textbook for technical schools / V.M. Muravyov. - M .: Nedra, 1978. - S. 367-369], including periodic blowing of the wellbore with its development on a flare device.
Существенными недостатками данного способа являются необходимость выезда к скважине обслуживающего персонала, временное отключение скважины от сети сбора газа и вызванная этим потеря добычи газа; выпуск парниковых газов в атмосферу, который приводит к значительным безвозвратным потерям газа и нанесению вреда окружающей среде.Significant disadvantages of this method are the need for maintenance personnel to travel to the well, temporary disconnection of the well from the gas collection network and the resulting loss of gas production; release of greenhouse gases into the atmosphere, which leads to significant irretrievable gas losses and harm to the environment.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Козинцев, А.Н. Опыт использования поверхностно-активных веществ на Медвежьем месторождении / А.Н. Козинцев, А.Н. Лапердин, А.В. Величкин, О.М. Ермилов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №3. - С. 35-38], включающий обработку забоя скважин твердыми и жидкими поверхностно-активными веществами. Для этого поверхностно-активное вещество спускают на забой скважины. Свойства поверхности раздела жидкость-газ изменяются, вследствие чего образуется пена, которая удаляется из скважины потоком газа.A known method of operating gas wells at a late stage of development of natural gas fields [see. Kozintsev, A.N. Experience of using surfactants at the Medvezhye deposit / A.N. Kozintsev, A.N. Laperdin, A.V. Velichkin, O. M. Ermilov // Science and technology in the gas industry. - 2013. - No. 3. - S. 35-38], including the treatment of the bottom hole with solid and liquid surfactants. For this, the surfactant is lowered to the bottom of the well. The properties of the liquid-gas interface change, as a result of which foam is formed, which is removed from the well by the gas flow.
Существенными недостатками данного способа являются низкая пенообразующая способность при высокоминерализованной воде, возможность образования стойких эмульсий, отсутствие продолжительного эффекта, а также в некоторых случаях влияние продуктов реакции на работу оборудования системы подготовки газа.Significant disadvantages of this method are the low foaming capacity with highly mineralized water, the possibility of the formation of stable emulsions, the absence of a long-term effect, and also, in some cases, the influence of the reaction products on the operation of the equipment of the gas treatment system.
Известен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Федоров, А.О. Анализ технологий эксплуатации газовых скважин с учетом эффекта самозадавливания / А.О. Федоров // Проблемы геологии и освоения недр: труды XX Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня основания Томского политехнического университета. - 2016. - С. 431-433], включающий применение концентрических лифтовых колонн, когда в имеющуюся основную лифтовую колонну спускается центральная лифтовая колонна меньшего диаметра, по которой обеспечивается необходимый дебит для выноса жидкости с забоя, в то время как по межколонному пространству газ движется со скоростью ниже критической, и эти потоки газа соединяются в газосборном коллекторе. В центральной лифтовой колонне автоматически поддерживается дебит, превышающий на 10-20% необходимый для выноса жидкости с забоя. Управление технологическими параметрами работы скважины по обоим каналам осуществляют с помощью автоматизированного комплекса.A known method of operating gas wells at a late stage of development of natural gas fields [see. Fedorov, A.O. Analysis of gas well operation technologies taking into account the effect of self-locking / A.O. Fedorov // Problems of Geology and Subsoil Development: Proceedings of the XX International Symposium named after Academician M.A. Usov of students and young scientists, dedicated to the 120th anniversary of the founding of Tomsk Polytechnic University. - 2016. - P. 431-433], including the use of concentric tubing, when a central tubing of a smaller diameter descends into the existing main tubing, which provides the necessary flow rate for removing liquid from the bottomhole, while gas moves along the annular space at a speed below the critical one, and these gas streams are combined in the gas-collecting manifold. In the central tubing, the flow rate is automatically maintained, which is 10-20% higher than that required to remove fluid from the bottomhole. The control of the technological parameters of the well operation in both channels is carried out using an automated complex.
Существенными недостатками данного способа являются дорогостоящее оборудование, увеличение сопротивления трения о стенки труб добываемой газожидкостной смеси, снижение дебита скважины при частичном перекрытии межколонного пространства для обеспечения выноса жидкости по центральной лифтовой колонне.Significant disadvantages of this method are expensive equipment, an increase in frictional resistance against the pipe walls of the produced gas-liquid mixture, a decrease in well flow rate with partial overlap of the annular space to ensure the removal of fluid along the central tubing string.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа [см. Пономарев, А.И. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов / А.И. Пономарев, B.C. Вербицкий, А.Э. Федоров, А.А. Ибатулин // Актуальные проблемы добычи газа. - 2018. - №1 (33). - С. 171-180], включающий применение струйных аппаратов для снижения устьевого давления газовых скважин и увеличение фактической скорости потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины.The closest in technical essence to the claimed technical solution is a method of operating gas wells at a late stage of development of natural gas fields [see. Ponomarev and A.I. Provision of stable technological modes of operation of gas wells at a late stage of field development with the use of wellhead gas-jet devices / A.I. Ponomarev, B.C. Verbitsky, A.E. Fedorov, A.A. Ibatulin // Actual problems of gas production. - 2018. - No. 1 (33). - P. 171-180], including the use of jet devices to reduce the wellhead pressure of gas wells and increase the actual flow rate of the produced gas-liquid mixture from the bottom of the well.
Существенным недостатком данного способа является необходимость в наличии источника высоконапорного потока газа, в качестве которого используется скважина с высоким устьевым давлением, энергетический потенциал которой не безграничен. Кроме того, при кустовой схеме размещения скважин разница устьевых давлений по скважинам одного куста незначительна, что исключает их использование в качестве высоконапорного источника.A significant disadvantage of this method is the need for a source of high-pressure gas flow, which is used as a well with high wellhead pressure, the energy potential of which is not unlimited. In addition, with a cluster layout of wells, the difference in wellhead pressures across the wells of one cluster is insignificant, which excludes their use as a high-pressure source.
Целью заявляемого технического решения является увеличение (поддержание) дебита скважин, обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, увеличение коэффициента газоотдачи, а также расширение области применения струйных аппаратов при добыче газа за счет использования высоконапорного потока (водометанольный раствор (BMP)) и низконапорного потока (газ от скважин).The purpose of the proposed technical solution is to increase (maintain) the flow rate of wells, ensure stable technological modes of well operation at the final stage of gas field development, increase the gas recovery ratio, and expand the scope of application of jet devices in gas production through the use of a high-pressure flow (water-methanol solution (BMP) ) and low-pressure flow (gas from wells).
Технический результат заявляемого изобретения достигается путем обеспечения скорости потока газа, необходимой для выноса жидкости с забоя скважины, и увеличение объемов добычи газа.The technical result of the claimed invention is achieved by ensuring the gas flow rate required to remove liquid from the bottom of the well, and increasing the volume of gas production.
Указанная задача решается и технический результат достигается за счет того, что способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа включает добычу газожидкостной смеси со скважин, сепарацию свободного газа от жидкости и последующую подачу его на вход камеры смешения струйного аппарата, который снижает устьевое давление газовых скважин и увеличивает фактическую скорость потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины.The specified problem is solved and the technical result is achieved due to the fact that the method of operating gas wells at a late stage of development of natural gas fields includes the production of a gas-liquid mixture from wells, separation of free gas from liquid and its subsequent supply to the inlet of the mixing chamber of the jet apparatus, which reduces the wellhead pressure gas wells and increases the actual flow rate of the produced gas-liquid mixture from the bottom of the well.
Высоконапорный поток для эжекции низконапорного газа в струйном аппарате создают водометанольным раствором, который используют в режиме рециркуляции. Захватываемый потоком добытый газ выделяют в первой секции буллита за счет центробежных и гравитационных сил, и направляют его по газопроводу-шлейфу на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). При этом часть этого газа периодически отбирают и закачивают в затрубное пространство отдельных эксплуатационных скважин для удаления из их насосно-компрессорных труб скопившегося столба жидкости. Выбор скважин для проведения указанной операции осуществляет автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) по значениям контролируемых ее системой телемеханики газового промысла на устьях скважин параметров, позволяющих выявлять такие скважины.A high-pressure flow for ejection of a low-pressure gas in a jet apparatus is created with a water-methanol solution, which is used in the recirculation mode. The produced gas captured by the flow is separated in the first section of the bullet due to centrifugal and gravitational forces, and is directed through the gas pipeline-loop to the integrated gas treatment unit (CTP). At the same time, part of this gas is periodically withdrawn and pumped into the annulus of individual production wells to remove the accumulated column of liquid from their tubing. The selection of wells for carrying out this operation is carried out by an automated process control system (APCS) according to the values of the parameters controlled by its telemechanics system at the wellheads of the wellheads, which make it possible to identify such wells.
Выделенную в сепараторе дегазированную жидкость направляют во вторую секцию буллита, из которой осуществляют ее закачку обратно в пласт месторождения ниже уровня газоводяного контакта. Для этого используют наименее производительную или бездействующую скважину куста, которая имеет максимальное удаление от забоев других скважин куста.The degassed liquid separated in the separator is directed to the second section of the bullet, from which it is pumped back into the reservoir formation below the level of the gas-water contact. To do this, use the least productive or inactive well of the cluster, which has the maximum distance from the bottom of other wells in the cluster.
Устройство для реализации способа включает сепаратор, вход которого связан с шлейфом куста эксплуатационных скважин, а выход для добываемого газа соединен со входом камеры смешения блока струйных насосов. Блок струйных насосов подбирается исходя из максимально возможной производительности по добыче куста скважин, на котором размещается установка.The device for implementing the method includes a separator, the inlet of which is connected to the plume of the cluster of production wells, and the outlet for the produced gas is connected to the inlet of the mixing chamber of the jet pump unit. The block of jet pumps is selected based on the maximum possible production capacity of the well cluster on which the unit is located.
В устройстве, в термошкафу, установлен буллит, который состоит из двух секций. Вход первой секции буллита связан с выходом струйного насоса. Ее нижний выход соединен трубопроводом подачи водометанольного раствора на вход центробежного насоса, выход которого связан со входом подачи водометанольного раствора в блок струйных насосов, работающих параллельно. Верхний выход первой секции буллита соединен с установкой комплексной подготовки газа посредством газопровода-шлейфа, в начале которого установлен отвод с дистанционно управляемой системой телемеханики промысла задвижкой. Задвижка обеспечивает периодическую подачу газа по линии с ответвлениями, связывающими ее с затрубным пространством эксплуатационных скважин через их индивидуальные, управляемые системой телемеханики задвижки, соединенные с соответствующими задвижками фонтанной арматуры.In the device, in the oven, a bullet is installed, which consists of two sections. The inlet of the first section of the bullet is connected to the outlet of the jet pump. Its lower outlet is connected by a pipeline for supplying a water-methanol solution to the inlet of a centrifugal pump, the outlet of which is connected to an inlet for supplying a water-methanol solution to a block of jet pumps operating in parallel. The upper outlet of the first section of the bullet is connected to the complex gas treatment unit by means of a gas pipeline-loop, at the beginning of which a branch with a remotely controlled field telemechanics system is installed with a valve. The valve provides periodic gas supply along the line with branches connecting it to the annulus of the production wells through their individual valves controlled by the telemechanics system connected to the corresponding valves of the Christmas tree.
Вход второй секции буллита соединен патрубком с выходом сепаратора для подачи из него дегазированной жидкости в буллит. Нижний выход второй секции буллита подключен к системе закачки добытой жидкости в пласт. Эта система соединена трубопроводом с поглощающей скважиной утилизации в пласт добытой дегазированной жидкости. Другой выход второй секции буллита выполнен в виде вертикального патрубка, установленного внутри ее. На верху патрубка установлен поплавковый клапан, обеспечивающий аварийный сброс дегазированной жидкости из буллита в подземную емкость в случае повышения уровня дегазированной жидкости во второй секции буллита выше уровня установки клапана. Нижний конец патрубка аварийного сброса соединен трубопроводом с подземной емкостью, глубина установки которой исключает замерзание находящейся в ней дегазированной жидкости в течение интервала времени, достаточного для ее удаления из этой емкости.The inlet of the second section of the bullet is connected by a branch pipe with the outlet of the separator for supplying degassed liquid from it to the bullet. The lower outlet of the second bullet section is connected to the system for pumping the produced fluid into the formation. This system is connected by a pipeline with an absorption well for utilization of the produced degassed liquid into the formation. Another outlet of the second bullet section is made in the form of a vertical pipe installed inside it. A float valve is installed at the top of the branch pipe, which provides an emergency discharge of degassed liquid from the bullet into the underground tank in case of an increase in the level of degassed liquid in the second section of the bullet above the level of the valve installation. The lower end of the emergency discharge branch pipe is connected by a pipeline to an underground tank, the installation depth of which excludes freezing of the degassed liquid in it during an interval of time sufficient for its removal from this tank.
На фиг. приведена структурная схема модульной эжекционной установки куста газодобывающих скважин, реализующая предлагаемый способ. В ней использованы следующие обозначения:FIG. shows a block diagram of a modular ejection unit of a cluster of gas producing wells, which implements the proposed method. It uses the following designations:
1. Сепаратор;1. Separator;
2. Струйный эжекционный насос;2. Jet ejection pump;
3. Буллит;3. Bullet;
4. Первая секция буллита;4. The first section of the shootout;
5. Вторая секция буллита;5. Second shootout section;
6. Центробежный насос;6. Centrifugal pump;
7. Газопровод-шлейф;7. Gas pipeline-loop;
8. Подземная емкость для жидкости, поступающей из буллита 3;8. Underground tank for liquid coming from the
9. Поплавковый клапан на входе линии сброса жидкости из буллита 3 в подземную емкость 8;9. Float valve at the inlet of the liquid discharge line from the
10. Линия периодической подачи газа в затрубное пространство скважин;10. Line of periodic gas supply to the annular space of the wells;
11. Задвижка на входе линии 10;11. Gate valve at the inlet of
12. Термошкаф.12. Heating cabinet.
Устройство содержит сепаратор 1, вход которого связан с шлейфом куста эксплуатационных скважин, а выход для добываемого газа соединен со входом камеры смешения струйного эжекционного насоса 2. Буллит 3, состоящий из двух секций 4 и 5, помещен в термошкаф 12. Вход первой секции 4 буллита 3 связан с выходом струйного эжекционного насоса 2, а ее нижний выход соединен трубопроводом подачи водометанольного раствора со входом центробежного насоса 6. Его выход соединен патрубком со входом струйного эжекционного насоса 2. Верхний выход первой секции 4 буллита 3 подключен к газопроводу-шлейфу 7 подачи добытого газа на УКПГ. В начале газопровода-шлейфа 7 установлен патрубок для отвода газа в линию 10. Между патрубком и линией 10 установлена дистанционно управляемая системой телемеханики промысла задвижка 11, обеспечивающая периодическую подачу газа по линии 10. Линия 10 разветвляется, и каждая из ее ветвей имеет на своем конце управляемую системой телемеханики задвижку, через которую она подключена к затрубному пространству конкретной эксплуатационной скважины через затрубную задвижку ее фонтанной арматуры.The device contains a
Вход второй секции 5 буллита 3 соединен патрубком с выходом сепаратора 1 для дегазированной жидкости. К нижнему выходу второй секции 5 буллита 3 подключен трубопровод, второй конец которого соединен с поглощающей скважиной, обеспечивающей утилизацию в пласт добытой дегазированной жидкости. Другой выход второй секции 5 буллита 3 выполнен в виде вертикального патрубка, на верху которого установлен поплавковый клапан 9. Этот выход обеспечивает аварийный сброс дегазированной жидкости из буллита 3 в случае повышения ее уровня выше места установки клапана 9. Сброс осуществляется по подключенному к нижнему концу патрубка трубопроводу в подземную емкость 8, глубина установки которой исключает замерзание находящейся в ней дегазированной жидкости в течение интервала времени, достаточного для ее удаления из этой емкости.The inlet of the
Способ осуществляют следующим образом. Газожидкостная смесь из эксплуатационных скважин поступает в сепаратор 1, где происходит отделение пластовой жидкости от газа. Это позволяет существенно снизить вероятность накопления жидкости в газопроводе-шлейфе 7 в процессе эксплуатации, а также снизить возможность гидратообразования в газосборном коллекторе. Тем не менее, для исключения гидратообразования в газосборный коллектор время от времени подают метанол.The method is carried out as follows. The gas-liquid mixture from the production wells enters the
Далее отсепарированный газ эжектируется потоком BMP в блоке струйных эжекционных насосов 2 (на схеме, для простоты понимания, изображен один насос). За счет эффекта эжекции высоконапорным потоком BMP, организованном в режиме рециркуляции, происходит снижение давления добываемого газа на входе в эжектор струйного насоса, т.е. устьевых давлений обводненных газовых скважин до значения, при котором происходит полный и непрерывный вынос газожидкостной смеси с их забоев.Further, the separated gas is ejected by the BMP flow in the block of jet ejection pumps 2 (in the diagram, for ease of understanding, one pump is shown). Due to the ejection effect of the high-pressure BMP flow, organized in the recirculation mode, the pressure of the produced gas decreases at the inlet to the ejector of the jet pump, i.e. wellhead pressures of water-cut gas wells to a value at which there is a complete and continuous removal of the gas-liquid mixture from their bottom.
Смесь продукций, получаемую в камере смешения струйного насоса, направляют в первую секцию 4 буллита 3, где за счет центробежных и гравитационных сил происходит отделение BMP от газа. Отсепарированный газ направляют для дальнейшей осушки на УКПГ. BMP из первой секции 4 буллита 3 с помощью центробежного насоса 6 повторно направляют в струйный эжекционный насос 2, и цикл повторяется. Создаваемое в этом цикле снижение давления на входе сепаратора 1 позволяет предотвратить «задавливание» слабых скважин сильными. Для компенсации уноса части BMP вместе с газом по шлейфу 7 осуществляют его периодическую подачу в первую секцию 4 буллита 3.The mixture of products obtained in the mixing chamber of the jet pump is sent to the
По мере накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах эксплуатационных скважин их производительность падает, что фиксирует расходомер системы телемеханики газового промысла, установленный на устье каждой скважины (на фиг. не показан). Система телемеханики с АСУ ТП, выявляет скважины, которые требуют проведения специальных операций по значениям контролируемых параметров на их устье при достижении ими заданных технологическим регламентом значений. В этот момент АСУ ТП подает часть отсепарированного газа в затрубное пространство этих скважин из газопровода-шлейфа 7, через задвижку 11, линию 10 и ее ответвления к выбранным скважинам. Подачу газа по этим ответвлениям АСУ ТП осуществляет, открыв задвижки на их концах одновременно с задвижкой 11. Задвижки на концах ответвлений соединены патрубками с задвижками фонтанной арматуры, обеспечивающими доступ к затрубному пространству соответствующих им скважин. Это процедура вызывает двойной эффект: во-первых, дебит газа становится больше минимально допустимого, при котором выполняются условия выноса жидкости с забоя скважин; и, во-вторых, закачиваемый с поверхности отсепарированный газ, смешиваясь с пластовым газом, снижает его влагосодержание и препятствует накоплению конденсационной влаги на забое.As the column of liquid accumulates in the tubing of production wells, their productivity decreases, which is recorded by the flow meter of the gas field telemechanics system installed at the mouth of each well (not shown in the figure). A telemechanics system with an automated process control system detects wells that require special operations according to the values of the controlled parameters at their wellhead when they reach the values specified by the technological regulations. At this moment, the APCS supplies part of the separated gas to the annulus of these wells from the
Дегазированную жидкость, собирающуюся в нижней части сепаратора 1, направляют во вторую секцию 5 буллита 3 и далее, обратно в газоносный пласт, на уровень ниже газоводяного контакта через поглощающую скважину. Таким образом с ее помощью решают проблему утилизации добытой воды и охраны окружающей среды.The degassed liquid collected in the lower part of the
Устройство, реализующее предлагаемый способ, представляет собой модульную эжекционную установку, предназначенную для размещения на кусте газодобывающих скважин, которая работает следующим образом.A device that implements the proposed method is a modular ejection unit designed to be placed on a cluster of gas producing wells, which operates as follows.
Добываемая газожидкостная смесь, содержащая природный газ и пластовую жидкость, с забоя эксплуатационных скважин по насосно-компрессорным трубам поступает на поверхность (на устье эксплуатационной скважины). С устья скважины, через струнную задвижку добытая газожидкостная смесь поступает в сепаратор 1, где происходит отделение жидкой фазы от газа (см. фиг.). Выходящий из него отсепарированный газ «подхватывается» потоком BMP, нагнетаемым в блок струйных эжекционных насосов 2 с помощью центробежного насоса 6. Далее получаемая смесь BMP с газом направляется в первую секцию 4 буллита 3, где за счет центробежных и гравитационных сил происходит отделение BMP от газа. Отсепарированный газ отправляют по газопроводу-шлейфу 7 для дальнейшей осушки на УКПГ.The produced gas-liquid mixture containing natural gas and formation fluid from the bottom of the production wells through the tubing goes to the surface (at the mouth of the production well). From the wellhead, through the string valve, the produced gas-liquid mixture enters the
BMP из первой секции 4 буллита 3 с помощью центробежного насоса 6 снова направляют в струйный эжекционный насос 2, и далее, в ту же секцию 4, реализуя режим его рециркуляции с «подхватом» потока газа, поступающего от скважин, методом эжекции. Далее он отделяется от газа и снова направляется по тому же маршруту.BMP from the
Часть отсепарированного газа из газопровода-шлейфа 7, по мере накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах конкретных эксплуатационных скважин, периодически подают в затрубное пространство одной или нескольких эксплуатационных скважин через линию 10 и ее ответвления посредством дистанционно управляемой системой телемеханики (на фиг. не показана) задвижкой 11 и задвижками, установленными на концах соответствующих ответвлений от линии 10 и соединяющие их с затрубным пространством соответствующих скважин через их фонтанную арматуру. Указанную процедуру реализуют используя систему телемеханики газового промысла с АСУ ТП, выявляющей скважины, которые требуют проведения этой операции по значениям контролируемых на ее устье параметров.Part of the separated gas from the
Дегазированную жидкость из второй секции 5 буллита 3, через его нижний выход, направляют обратно в газоносный пласт ниже газоводяного контакта через поглощающую скважину. Скважину для сброса дегазированной жидкости выбирают из имеющихся в кусте с наименьшей производительностью и с максимальным удалением от забоев других скважин. В аварийных случаях предусмотрен сброс жидкости из буллита 3 в подземную емкость 8. Слив жидкости производят через выход из второй секции 5 буллита 3, выполненный в виде вертикального патрубка, на верху которого установлен поплавковый клапан 9, обеспечивающий аварийный сброс дегазированной жидкости. Сброс из буллита 3 происходит в случае повышения уровня жидкости в нем выше места установки поплавкового клапана 9. При достижении жидкостью в секции 5 буллита 3 определенного уровня, происходит поднятие клапана 9 и, соответственно, слив воды в подземную емкость 8. По мере снижения уровня жидкости клапан 9 постепенно закрывается.Degassed liquid from the
Для предотвращения возможного замерзания воды в буллите 3 он помещен в термошкаф 12.To prevent possible freezing of water in
Применение предлагаемого способа эксплуатации газовых скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений позволяет увеличить дебит газовых скважин, обеспечить необходимую скорость потока для выноса жидкости с забоя скважины, предотвратить безвозвратные потери газа, увеличить коэффициент газоотдачи и снизить ущерб, наносимый окружающей среде.The use of the proposed method for operating gas wells at the final stage of gas field development allows to increase the flow rate of gas wells, to provide the required flow rate for the removal of liquid from the bottom of the well, to prevent irreversible gas losses, to increase the gas recovery coefficient and to reduce the damage to the environment.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021107799A RU2760183C1 (en) | 2021-03-23 | 2021-03-23 | Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021107799A RU2760183C1 (en) | 2021-03-23 | 2021-03-23 | Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2760183C1 true RU2760183C1 (en) | 2021-11-22 |
Family
ID=78719393
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021107799A RU2760183C1 (en) | 2021-03-23 | 2021-03-23 | Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2760183C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0571257A1 (en) * | 1992-05-20 | 1993-11-24 | Institut Francais Du Petrole | Process for the treatment and the transport of natural gas coming from a well |
| RU2160364C1 (en) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it |
| US6213201B1 (en) * | 1998-04-13 | 2001-04-10 | Alan I. Renkis | Tight sands gas well production enhancement system |
| RU2367781C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-09-20 | Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" | Recovery method of gas condensate |
| US7883569B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
| RU129839U1 (en) * | 2012-08-27 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | GAS-CONDENSATE FLUID PREPARATION INSTALLATION |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
-
2021
- 2021-03-23 RU RU2021107799A patent/RU2760183C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0571257A1 (en) * | 1992-05-20 | 1993-11-24 | Institut Francais Du Petrole | Process for the treatment and the transport of natural gas coming from a well |
| US6213201B1 (en) * | 1998-04-13 | 2001-04-10 | Alan I. Renkis | Tight sands gas well production enhancement system |
| RU2160364C1 (en) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it |
| US7883569B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-02-08 | Donald Leo Stinson | Natural gas processing system |
| RU2367781C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-09-20 | Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" | Recovery method of gas condensate |
| RU129839U1 (en) * | 2012-08-27 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | GAS-CONDENSATE FLUID PREPARATION INSTALLATION |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8025100B2 (en) | Method and device for compressing a multiphase fluid | |
| CN110644963B (en) | Method for exploiting hydrate based on multilateral well | |
| EA031835B1 (en) | Method for hydraulically fracturing a formation in a reservoir | |
| CN108286422B (en) | Method for quickly removing condensate gas reservoir pollution | |
| EA005516B1 (en) | Passive low pressure flash gas compression system | |
| NO20130170A1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR HYDROCARBON PRODUCTION FROM A SOURCE | |
| CN109736757B (en) | Production increasing method for reducing pressure loss in gas well by using compressor | |
| Drozdov et al. | Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| CN112081559A (en) | Device and method for extracting natural gas hydrate by depressurization and double-pipe injection of modified fluid | |
| US4261419A (en) | Underground recovery of natural gas from geopressured brines | |
| RU2760183C1 (en) | Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation | |
| Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
| CN211448630U (en) | Device for extracting natural gas hydrate by depressurization and double-pipe injection of modified fluid | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| RU2657910C1 (en) | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit | |
| CN103032054B (en) | Deepwater mud line well head draws and faces well high-pressure gas-liquid injection boosting oil production method and device thereof | |
| GB2576344A (en) | Gas-lift system | |
| RU2320861C2 (en) | Method for borehole oil production | |
| CN115126449B (en) | Method and system for cyclic heat shock exploitation of natural gas hydrate in sea area | |
| RU2109930C1 (en) | Method for development of gas deposits in continental shelf | |
| CN109915085B (en) | Gas-water balance-based natural gas hydrate exploitation method | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| RU2168614C1 (en) | Equipment for gas-lift method of oil production |