RU2070277C1 - Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment - Google Patents
Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070277C1 RU2070277C1 RU95111234A RU95111234A RU2070277C1 RU 2070277 C1 RU2070277 C1 RU 2070277C1 RU 95111234 A RU95111234 A RU 95111234A RU 95111234 A RU95111234 A RU 95111234A RU 2070277 C1 RU2070277 C1 RU 2070277C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- oil
- preparation unit
- lift
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000006735 deficit Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 24
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 18
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 15
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 238000007664 blowing Methods 0.000 abstract 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 143
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- SHPXSZHBKACKSN-FCQUAONHSA-N 1-[(z)-4-chloro-1,2-diphenylbut-1-enyl]-4-methylbenzene Chemical group C1=CC(C)=CC=C1C(\C=1C=CC=CC=1)=C(\CCCl)C1=CC=CC=C1 SHPXSZHBKACKSN-FCQUAONHSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для подъема флюида из скважин с помощью природной энергии газа. The invention relates to methods for operating wells with an unpressurized gas lift and can be used in the oil industry for lifting fluid from wells using natural gas energy.
Известен способ эксплуатации системы бескомпрессорных газлифтных скважин [1] Согласно известному способу многократно изменяют глубину ввода рабочего агента (газа) в подъемные трубы каждой отдельной скважины, причем первоначально увеличивают глубину ввода рабочего агента в скважины, имеющие возможность наибольшего приращения оптимального дебита. Для реализации известного способа в скважину опускают и устанавливают на одинаковых расстояниях друг от друга нормально открытые газлифтные клапаны. Их предварительно заряжают на требуемые давления закрытия и открытия с целью изменения глубины ввода рабочего агента в подъемные трубы. Недостатком известного способа является то, что для первоначального запуска газлифтных скважин требуются большие напор и расходы рабочего агента. Для обеспечения работы скважин в оптимальном режиме и регулирования необходимых расходов рабочего агента (газа) требуется оснащение скважин сложной и дорогостоящей системой автоматики. Не предусмотрена также возможность использования в пределах куста продуктов очистки рабочего агента для промывки скважин, борьбы с гидратообразованием и др. отложениями в эксплуатационной колонне. Существенным недостатком известного способа является отсутствие возможности максимального использования природной энергии газа для обеспечения стабильной добычи нефти из скважин на кусте, эксплуатируемых одновременно бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, с ЭЦН и ШГН. Известен способ эксплуатации скважин бескомпрессорным газлифтом [2] (прототип). Согласно известному способу газ из газозаборной скважины направляют в открытый огневой подогреватель (если температура газа менее 25oC), затем последовательно пропускают его через два гидроциклонных сепаратора, где конденсатосборниками отбирают конденсат, а газ пропускают через змеевики, установленные в безпламенном инфракрасном подогревателе, где его подогревают до 30-90oC. Затем газ направляют в газораспределительные батареи, откуда в нефтяные скважины.A known method of operating a system of uncompressed gas-lift wells [1] According to the known method, the depth of input of the working agent (gas) into the lifting pipes of each individual well is repeatedly changed, and the depth of the input of the working agent into the wells, which have the greatest increment in the optimal flow rate, is initially increased. To implement the known method, normally open gas-lift valves are lowered into the well and installed at equal distances from each other. They are pre-charged to the required closing and opening pressures in order to change the depth of the working agent inlet into the lifting pipes. The disadvantage of this method is that for the initial start-up of gas-lift wells, high pressure and expenses of the working agent are required. To ensure the operation of the wells in optimal mode and to regulate the necessary costs of the working agent (gas), it is necessary to equip the wells with a complex and expensive automation system. It is also not envisaged the possibility of using within the bush products of cleaning agent for flushing wells, combating hydrate formation and other deposits in the production casing. A significant disadvantage of this method is the inability to maximize the use of natural gas energy to ensure stable oil production from wells in the well, operated simultaneously by an uncompressed gas lift, plunger lift, fountain method, with ESP and SHGN. A known method of operating wells with an unpressor gas lift [2] (prototype). According to the known method, gas from a gas well is sent to an open fire heater (if the gas temperature is less than 25 o C), then it is successively passed through two hydrocyclone separators, where condensate is collected by condensate collectors, and gas is passed through coils installed in a flameless infrared heater, where heated to 30-90 o C. Then the gas is sent to gas distribution batteries, from where to oil wells.
Известна установка бескомпрессорного газлифта [2] Установка содержит газопровод, соединяющий газозаборную скважину с технологической линией установки, открытый огневой подогреватель, гидроциклонный сепаратор, конденсатосборник, беспламенный инфракрасный подогреватель, газораспределительную батарею, газосепараторы 1-й и 2-ступеней, подключенные к выкидным линиям скважин. A known installation of a non-compressor gas lift [2] The installation includes a gas pipeline connecting the gas well to the production line of the installation, an open fire heater, a hydrocyclone separator, a condensate collector, a flameless infrared heater, a gas distribution battery, gas separators of the 1st and 2nd stages connected to the flow line.
Известный способ и установка бескомпрессорного газлифта не обеспечивают наиболее полного использования природной энергии газа, отбираемого из газовой скважины на кусте для интенсификации подъема флюида из скважин. Причиной этому является то, что технологическое оборудование установки смонтировано последовательно в одну технологическую цепочку и подключение скважин к этой цепочке проведены через газораспределительные батареи по лучевой схеме. Это не позволяет подавать избыточный газ по отдельным скважинам самораспределением и поэтому требуется оснащение установки сложной системой автоматики, управляющей перепускными клапанами на устье скважин. По известному способу исключена возможность подачи и распределения газа при одновременной эксплуатации скважин, работающих в режиме бескомпрессорного газлифта, плунжерного лифта, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН с целью интенсификации добычи из указанной группы скважин. Кроме того, в известной установке для реализации известного способа эксплуатации скважин не предусмотрена возможность передачи избытка газа по линии в те скважины, оптимальный режим работы которых невозможен из-за дефицита рабочего агента (газа) и, кроме того, известная установка не позволяет при избытке газа в отдельно взятой скважине сброс его в общую линию в пределах куста. Отсутствие такой возможности приводит к повышению расхода газа на подъем флюида из скважины. Кроме того, в известной установке не предусмотрена возможность утилизации продуктов очистки сырого газа из газозаборной скважины путем сброса их в нефтяные скважины с целью промывки скважин и спущенного оборудования от гидратных отложений. The known method and installation of an uncompressed gas lift do not provide the most complete use of natural energy of the gas taken from a gas well on a well to intensify the rise of fluid from the wells. The reason for this is that the technological equipment of the installation is mounted sequentially in one technological chain and the wells are connected to this chain through gas distribution batteries according to the radiation pattern. This does not allow to supply excess gas to individual wells with self-distribution, and therefore it is necessary to equip the installation with a complex automation system that controls the bypass valves at the wellhead. The known method excludes the possibility of supplying and distributing gas while simultaneously operating wells operating in an uncompressed gas lift, plunger lift, fountain method, as well as with ESP and SHGN with the aim of intensifying production from this group of wells. In addition, in the known installation for the implementation of the known method of operating wells, it is not possible to transfer excess gas through the line to those wells whose optimal operation is not possible due to a shortage of working agent (gas) and, in addition, the known installation does not allow for excess gas in a single well, dumping it into a common line within the bush. The lack of such a possibility leads to an increase in gas flow rate for raising the fluid from the well. In addition, the known installation does not provide for the possibility of utilizing the products of the purification of raw gas from a gas well by dumping them into oil wells in order to flush the wells and deflated equipment from hydrated deposits.
Целью изобретения является максимальное использование природной энергии газа из газоносных пластов, газовой шапки месторождения, в том числе энергии попутного газа, поступающего из нефтяного пласта, для интенсификации добычи нефти из группы скважин, эксплуатируемых на кусте бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН и, тем самым, снижение удельных энергозатрат на подъем нефти и, кроме того, утилизация продуктов очистки газа. Поставленная цель достигается тем, что в энергосберегающем способе эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, включающем подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через их затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами, согласно изобретению, перед подачей в блок подготовки газ из газозаборной скважины и излишки газа из нефтедобывающих скважин аккумулируют в коллекторе для сырого газа, а после осушки и очистки в блоке подготовки его подают в коллектор распределения сухого газа, откуда осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам, в том числе в скважины с дефицитом используемого газа, а продукты очистки газа из блока подготовки аккумулируют в коллекторе распределения продуктов очистки, откуда их подают по потребности в затрубные пространства как нефтедобывающих, так и в газозаборную скважину. Поставленная цель достигается также тем, что в установке для энергосберегающего способа эксплуатации группы нефтедобывающих скважин, содержащей газопровод к газозаборной скважине, блок подготовки газа, реагентный блок, газораздаточную батарею с линиями продувки на факелы, согласно изобретению, газораздаточная батарея выполнена в виде блока из трех параллельно-размещенных коллекторов, сообщающихся между собой, при этом два первых из них подключены к линиям продувки на факелы и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщены с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин. The aim of the invention is the maximum use of natural energy of gas from gas-bearing strata, gas cap of the field, including the energy of associated gas coming from an oil reservoir, to intensify oil production from a group of wells operated on a bush by an unpressor gas lift, a plunger lift, a fountain method, and with ESP and SHGN and, thereby, reduction of specific energy consumption for oil recovery and, in addition, utilization of gas purification products. This goal is achieved in that in an energy-saving way of operating a group of oil wells, including raising oil from the wells by introducing gas after the treatment unit through their annular spaces due to the natural energy of the gas of the overlying gas-bearing formation or gas cap of the oil field, opened by one or more gas wells, according to the invention, prior to being supplied to the preparation unit, gas from a gas well and excess gas from oil wells are accumulated in a manifold for raw gas, and after drying and cleaning in the preparation unit it is fed to the dry gas distribution manifold, from where gas is supplied self-distributing to oil wells, including gas-deficient wells, and gas treatment products from the preparation block are accumulated in the product distribution header purification, from where they are supplied, as needed, to the annulus of both oil producing and gas wells. This goal is also achieved by the fact that in the installation for an energy-saving method of operating a group of oil wells containing a gas pipeline to a gas well, a gas preparation unit, a reagent unit, a gas distribution battery with flushing lines for flares, according to the invention, the gas distribution battery is made in the form of a block of three in parallel -placed collectors communicating with each other, while the first two of them are connected to the purge lines to the flares and are interconnected through the gas preparation unit, and each of they are separately communicated with the annulus of oil wells.
Заявляемые изобретения отличаются от прототипа тем, что в энергосберегающем способе эксплуатации группы нефтедобывающих скважин перед подачей в блок подготовки газ из газозаборной скважины и излишки газа из нефтедобывающих скважин аккумулируют в коллекторе для сырого газа, а после осушки и очистки в блоке подготовки его подают в коллектор распределения сухого газа, откуда осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам, в том числе в скважины с дефицитом используемого газа, а продукты очистки из блока подготовки аккумулируют в коллекторе распределения продуктов очистки, откуда их подают по потребности в затрубные пространства как нефтедобывающих, так и в газозаборную скважину, а также тем, что в установке для энергосберегающего способа эксплуатации группы нефтедобывающих скважин газораздаточная батарея выполнена в виде блока из трех параллельно-размещенных коллекторов, сообщающихся между собой, при этом два первых из них подключены к линиям продувки на факелы и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщены с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин. The claimed inventions differ from the prototype in that in an energy-saving method for operating a group of oil wells, before supplying gas to a preparation unit from a gas well and excess gas from oil wells is accumulated in the raw gas manifold, and after drying and cleaning in the preparation block, it is supplied to the distribution manifold dry gas, from where gas is supplied by self-distribution to oil producing wells, including to wells with a deficit of gas used, and purification products from the pre-treatment unit woks accumulate in the distribution header of the distribution of refined products, from where they are supplied, as needed, to the annular spaces of both oil producing and gas wells, as well as the fact that in the installation for the energy-saving method of operating a group of oil producing wells, the gas distribution battery is made in the form of a block of three parallel-placed collectors communicating with each other, while the first two of them are connected to the purge lines to the flares and are interconnected through the gas preparation unit, and each of them individually Posted in General with the annulus of oil wells.
Именно введение в предложенную установку блока, состоящего из трех параллельно размещенных относительно друг друга коллекторов, в том числе коллектора для сырого газа, коллектора для распределения сухого газа и коллектора для распределения продуктов очистки, из которых два первых подключены к линиям продувки на факела и связаны между собой через блок подготовки газа, а каждый из них в отдельности сообщен с затрубными пространствами нефтедобывающих скважин, что обеспечивает отбор и самораспределение газа по нефтедобывающим скважинам, эксплуатируемым одновременно бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, с ЭЦН и ШГН, а также подачу его излишков в скважины с дефицитом рабочего агента (газа) для подъема нефти и утилизацию продуктов очистки газа сбросом их в те же скважины, обеспечивая при этом промывку скважин и спущенного оборудования от гидрообразований и других отложений. Это позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом и отличаются от прототипа [2] и других известных решений, что подтверждает об изобретательском уровне заявленных способа и установки для его осуществления. It is the introduction to the proposed installation of a unit consisting of three collectors arranged parallel to each other, including a collector for raw gas, a collector for distributing dry gas and a collector for distributing cleaning products, of which the first two are connected to the purge lines to the flare and are connected between through a gas preparation unit, and each of them individually communicates with the annular spaces of oil wells, which ensures the selection and self-distribution of gas in oil wells, simultaneously operated uncompressed gas lift, plunger lift, fountain method, with ESP and SHGN, as well as supplying its surplus to wells with a deficiency of working agent (gas) for oil recovery and disposal of gas purification products by dumping them into the same wells, while ensuring well flushing and deflated equipment from hydro-formations and other deposits. This allows us to conclude that the claimed invention are interconnected by a single inventive concept and differ from the prototype [2] and other known solutions, which confirms the inventive step of the claimed method and installation for its implementation.
Использование природной энергии газа для подъема нефти из скважин известно и реализовано преимущественно в бескомпрессорном газлифте и плунжерном лифте [2] Однако, обеспечение подачи газа из газозаборной скважины в первый коллектор блока коллекторов, затем после его осушки и очистки во второй коллектор, отвод продуктов очистки газа в третий коллектор, связанных между собой и с затрубными пространствами группы скважин на кусте, проявляются новые свойства, благодаря которым достигается возможность максимального использования природной энергии газа из газоносных пластов и газовой шапки нефтяного месторождения для интенсификации добычи нефти из группы скважин, эксплуатируемых на кусте различными способами: газлифтом, плунжерным лифтом и фонтанным, а также с ЭЦН и ШГН. Это позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критерию "Новизна". The use of natural gas energy for lifting oil from wells is known and implemented mainly in an unpressor gas lift and a plunger lift [2] However, providing gas from a gas well to the first collector of the manifold block, then after drying and cleaning it to the second collector, removal of gas purification products in the third collector, connected with each other and with the annular spaces of the group of wells on the well, new properties are manifested, due to which the possibility of maximizing the use of natural energy of gas from gas-bearing strata and gas cap of an oil field for intensification of oil production from a group of wells operated on a well in various ways: a gas lift, a plunger lift and a fountain, as well as with an ESP and SHGN. This allows us to conclude that the technical solution meets the criterion of "Novelty."
На чертеже схематично представлена компоновка предлагаемой установки для осуществления заявляемого способа. The drawing schematically shows the layout of the proposed installation for the implementation of the proposed method.
Установка выполнена в блочном исполнении и монтируется на месторождении непосредственно рядом с газозаборной скважиной 1 и группой нефтедобывающих скважин 2, эксплуатируемых различными способами, например бескомпрессорным газлифтом, плунжерным лифтом, фонтанным способом, а также с ЭЦН и ШГН. Содержит блок коллектора 3, блок подготовки газа 4 и блок подачи реагента 5. The installation is made in block design and is mounted on the field immediately next to the gas well 1 and the group of
Блок коллектора 3 состоит из трех коллекторов: первого коллектора 6 для сырого газа, второго коллектора 7 для распределения сухого газа и третьего коллектора 8 для распределения продуктов очистки газа. Первый и второй коллекторы связаны через задвижки 9 и 10 с линиями продувки 11 на факелы 12, отведенными от крайних скважин в пределах куста (или кустов). С помощью напорных линий 13 и 14 первый 6 и второй 7 коллекторы подключены к затрубным пространствам скважин 2, а сами напорные линии снабжены обратными клапанами 15 и 16 для пропуска газа в направлениях, указанных стрелками. Блок подготовки 4 содержит нагреватель газа 17, например, типа "труба в трубе", обеспечивающий без контакта газа с источником нагрева доведение его температуры до требуемой величины и, кроме того, содержит электрокотельную 18, связанную с нагревателем 17 с помощью трубок 19 и 20, и газосепаратор 21. Блок подготовки 4 со стороны подачи сырого газа (по стрелке) подключен трубопроводом 22 к первому коллектору 6 и трубопроводом 23 ко второму коллектору 7. Кроме того, для удаления конденсатов и других продуктов очистки газа из газосепаратора 21 блок подготовки 4 трубопроводом 24 подключен к третьему коллектору 8 распределения продуктов очистки, связанному с помощью напорных трубопроводов 25 с затрубными пространствами скважин 2. The
Блок подачи реагента 5 реагентопроводом 26 подключен к коллектору для реагента 27 и оттуда через отводы 28 напорным трубопроводом 23. Такая схема подключения позволяет чередовать обработку скважин реагентом с периодической промывкой продуктами очистки газа по мере их аккумулирования в коллекторе 8. The reagent supply unit 5 by reagent line 26 is connected to the
Предлагаемая установка в соответствии с заявляемым способом работает следующим способом. The proposed installation in accordance with the claimed method works as follows.
Известным способом (например, компрессированием с помощью передвижного агрегата или же газа из газозаборной скважины 1) осуществляют по очереди вывод скважин 2 на режим. В дальнейшем, с целью обеспечения стабильного режима работы скважин 2, газ из газозаборной скважины 1 за счет природной энергии газоносного пласта подают в первый коллектор 6 для сырого газа и далее, после осушки в нагревателе 17 и очистки в газосепараторе 21 газ из блока подготовки 4 подают во второй коллектор 7 распределения сухого газа. Из коллектора 7 осуществляют подачу газа самораспределением по нефтедобывающим скважинам 2, направив его через напорные линии 14 и обратный клапан 16 в затрубные пространства указанных скважин. В дальнейшем в скважинах 2 энергия подаваемого через затрубные пространства газа используется для подъема нефти газлифтом, плунжерным лифтом и др. по известным схемам [2] инициирования работы их подъемников подачей газа в НКТ через затрубное пространство. При избытке газа в одной или нескольких скважинах газ стравливают через обратный клапан 15 на напорной линии 13 скважины 2 в первый коллектор 6 для сырого газа, а при дефиците увеличивается его подача из второго коллектора 7 распределения сухого газа через напорные линии 14 и обратные клапаны 16 в затрубные пространства нефтедобывающих скважин 2. Кроме того, при избытке газа его подают в затрубные пространства фонтанных скважин (на чертеже может быть любая из скважин 2), что способствует увеличению продолжительности периода их фонтанирования. При этом сброс избыточного газа в затрубные пространства фонтанных скважин происходит автоматически через их напорные линии 14 с обратным клапаном 16. In a known manner (for example, by compression using a mobile unit or gas from a gas well 1), the
Продукты очистки газа из газосепаратора 21 по трубопроводу 24 отводят в коллектор 8, откуда по трубопроводам 25 сбрасывают в затрубные пространства нефтедобывающих скважин 2 по мере необходимости промывки спущенного оборудования от гидратов и других отложений и эксплуатационной колонны скважин. Gas purification products from the gas separator 21 are discharged through a pipeline 24 to a
При обработке нефтедобывающих скважин 2 реагентом из блока реагента 5 по реагентопроводу 26 подают реагент в коллектор 27, откуда по отводу 28 и трубопроводу 25 реагент нагнетают в затрубные пространства скважин 2. Подачу реагентов и продуктов очистки газа в газозаборную скважину 1 осуществляют по трубопроводу 30. When treating
Пример. Заявляемый способ испытали на кусте из семи скважин, эксплуатируемых различными способами (две скважины фонтанным способом, одна - с ЭЦН и четыре с ШГН). Была скомпонована установка для реализации способа в соответствии с чертежом. Вначале скважины поочередно выводили на режим по известным регламентам их освоения. После вывода их на режим открытием задвижки 29 из газозаборной скважины 1 газ под собственным давлением подавали в первый коллектор 6, где его аккумулировали. Затем открыли задвижку 31 и газ подавали в блок подготовки 4, где газ нагревали нагревателем 17 до температуры +45oC, чтобы исключить образование кристаллов гидрата в установке. При открытой задвижке 32 подогретый газ подавали в газосепаратор 21, где он очищался от конденсатов и других продуктов очистки газа. Замеры показали, что суммарный объем продуктов очистки по семи скважинам составил 1,7 м3/сут. Продукты очистки из газосепаратора 21 по трубопроводу 24 отводили в коллектор 8, где их аккумулировали перед сбросом в затрубные пространства скважин 2.Example. The inventive method was tested on a cluster of seven wells operated in various ways (two wells in a fountain way, one with ESP and four with SHGN). Was arranged installation for implementing the method in accordance with the drawing. Initially, the wells were subsequently put into operation according to well-known regulations for their development. After putting them into operation by opening the valve 29 from the gas sampling well 1, gas was supplied under its own pressure to the
После очистки в блоке подготовки 4 газ при открытой задвижке 33 подавали в коллектор 7 распределения сухого газа. Из коллектора 7 самораспределением газ направляли через напорные линии 14 и обратные клапаны 16 в затрубные пространства скважин 2. Измерения давлений на устье скважин показали, что после установления на конкретной скважине подачи на устье возникает перепад давления, равный разности между давлениями на нагнетательной линии 14 и выкидной линии 34 скважин 2. Установлено, что рабочий диапазон перепада давлений по данной группе скважин составляет 1,5-2,5 МПа. Установлено также, что при снижении давления из-за дефицита газа в фонтанных скважинах на 0,15 МПа и более, давление по коллекторам 6 и 7 самораспределением восстанавливается до первоначального его значения в течение 3 5 мин. Благодаря такой возможности дебит фонтанных скважин стабилизировался, а затем увеличился более чем в два раза. При этом, как видно из табл. дебит по нефти фонтанных скважин 234/8 и 246/8 повысился соответственно с 2,2 и 11 м3/сут до 6 и 28 м3/сут. В ходе эксперимента на групповой замерной установке типа "Спутник А" расходомером ТОР-1 замеряли дебиты скважин, а расход газа определяли газовым счетчиком "Агат". Отбором устьевых проб жидкости из выкидных линий нефтедобывающих скважин определяли процентное содержание воды в добываемой нефти.After cleaning in the
Данные замеров до и после перевода скважин на заявляемый способ приведены в таблице. Из таблицы видно, что при испытаниях способа за счет интенсификации работы скважин газом получено дополнительное увеличение суточной производительности (дебита) скважин. Так, по группе фонтанных скважин дебит увеличился на 3,8 16,9 т/сут. по скважине с ЭЦН на 4,5 т/сут, а по группе скважин с ШГН на 2,0 7,7 т/сут и в среднем (по семи скважинам) на 5,8 т/сут в расчете на одну скважину (колонка 11 табл.). The measurement data before and after the transfer of wells to the claimed method are shown in the table. The table shows that when testing the method due to the intensification of gas wells received an additional increase in the daily productivity (flow rate) of wells. So, in the group of fountain wells, the flow rate increased by 3.8 16.9 tons / day. for a well with ESP at 4.5 t / day, and for a group of wells with SHGN at 2.0 7.7 t / day and on average (for seven wells) at 5.8 t / day per well (
По семи скважинам при коэффициенте использования газа 0,8, с учетом общих потерь, суммарный расход газа из газозаборной скважины составил 98,6 тыс. м3/сут. При этом по группе фонтанных скважин (скв. 234/8 и скв. 246/8) получено снижение удельного расхода газа в среднем на 98 100 м3/м3 (в сравнении с вариантом эксплуатации фонтанных скважин с газлифтным способом).For seven wells with a gas utilization factor of 0.8, taking into account the total losses, the total gas flow from a gas well was 98.6 thousand m 3 / day. At the same time, for the group of fountain wells (
Суммарный объем продуктов очистки по семи скважинам составил 1,7 м3/сут, по данным анализа, 40% объема составил конденсат на углеводородной основе. Продукты очистки по мере их накопления в системе их утилизировали путем сброса в затрубные пространства нефтедобывающих скважин.The total volume of treatment products for seven wells was 1.7 m 3 / day; according to the analysis, 40% of the volume was hydrocarbon-based condensate. Cleaning products as they accumulate in the system they were disposed of by dumping into the annular spaces of oil wells.
Заявляемый способ испытан на Комсомольском месторождении НГДУ "Барсуковнефть" АООТ "Пурнефтегаз" на кусте 8. При испытаниях отбор газа для системы установки производился из газоносного пласта через газозаборную скважину глубиной 2500 м при средней температуре по стволу скважины 47oC и дебита по газу 102 тыс. м3/сут.The inventive method was tested at the Komsomolskoye NGDU "Barsukovneft" AOOT "Purneftegas" on
Применение заявляемого способа и установки для его осуществления обеспечивает увеличение дебита, экономию рабочего агента (газа) и утилизацию отходов после очистки газа путем сброса их в скважины. The use of the proposed method and installation for its implementation provides an increase in flow rate, economy of the working agent (gas) and waste disposal after gas treatment by dumping them into wells.
Заявляемую установку на 80% смонтировали на базе существующего нефтепромыслового оборудования, в составе установки вновь изготавливаемое нестандартное оборудование включает лишь нагреватель и электрокотельную для блока подготовки газа. The inventive installation was 80% mounted on the basis of the existing oilfield equipment, as part of the installation, the newly manufactured non-standard equipment includes only a heater and an electric boiler room for the gas treatment unit.
Таким образом, экспериментальные данные испытаний показали, что заявляемый энергосберегающий способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления являются промышленно применимыми. Thus, the experimental test data showed that the claimed energy-saving method of operating a group of oil wells and installation for its implementation are industrially applicable.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95111234A RU2070277C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95111234A RU2070277C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2070277C1 true RU2070277C1 (en) | 1996-12-10 |
| RU95111234A RU95111234A (en) | 1997-06-27 |
Family
ID=20169576
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95111234A RU2070277C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2070277C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2137910C1 (en) * | 1998-06-04 | 1999-09-20 | Башуров Валерий Витальевич | Method and device for operation of gas-lift well |
| WO2000079096A1 (en) * | 1999-06-17 | 2000-12-28 | Valery Vitalievich Bashurov | Method for exploiting a gas-lift wellbore and device for realising the same |
| RU2189439C2 (en) * | 1999-02-22 | 2002-09-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method of developing oil deposits and block complex system of plants for method embodiment |
| RU2209940C1 (en) * | 2002-01-28 | 2003-08-10 | Белей Иван Васильевич | Method of operation of wells with stopped flowing |
| RU2209939C1 (en) * | 2002-01-28 | 2003-08-10 | Белей Иван Васильевич | Method of product recovery from stopped flowing well |
| RU2220012C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХОБОРКОН" | Method of cleaning gas line from hydrate deposits |
| RU2291295C1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-10 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
| CN104976512A (en) * | 2015-07-10 | 2015-10-14 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Skid-mounted device based on large cluster well group natural gas throttling and measurement |
| RU2700748C2 (en) * | 2018-01-09 | 2019-09-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Oil production system |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107387030B (en) * | 2017-07-26 | 2020-04-10 | 中国海洋石油总公司 | Relay lifting oil production design method utilizing local well gas |
-
1995
- 1995-06-29 RU RU95111234A patent/RU2070277C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 817222, кл. E 21 B 43/00, 1981. 2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 224 - 225. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2137910C1 (en) * | 1998-06-04 | 1999-09-20 | Башуров Валерий Витальевич | Method and device for operation of gas-lift well |
| RU2189439C2 (en) * | 1999-02-22 | 2002-09-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method of developing oil deposits and block complex system of plants for method embodiment |
| WO2000079096A1 (en) * | 1999-06-17 | 2000-12-28 | Valery Vitalievich Bashurov | Method for exploiting a gas-lift wellbore and device for realising the same |
| RU2209940C1 (en) * | 2002-01-28 | 2003-08-10 | Белей Иван Васильевич | Method of operation of wells with stopped flowing |
| RU2209939C1 (en) * | 2002-01-28 | 2003-08-10 | Белей Иван Васильевич | Method of product recovery from stopped flowing well |
| RU2220012C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХОБОРКОН" | Method of cleaning gas line from hydrate deposits |
| RU2291295C1 (en) * | 2005-07-04 | 2007-01-10 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | System for automatically adjusting energy-saving technological mode for operating a gas well |
| CN104976512A (en) * | 2015-07-10 | 2015-10-14 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Skid-mounted device based on large cluster well group natural gas throttling and measurement |
| CN104976512B (en) * | 2015-07-10 | 2017-10-17 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | A kind of skid-mounted device for being throttled and being measured based on great Cong well groups natural gas |
| RU2700748C2 (en) * | 2018-01-09 | 2019-09-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Oil production system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95111234A (en) | 1997-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2070277C1 (en) | Method for operation of a group of oil producing wells and plant for its embodiment | |
| CN1321297C (en) | Method and system for exchanging ground energy, in particular for generating electric current | |
| CN104594855B (en) | Shale gas high pressure mining integrates skid-mounted unit and its mining technique and installation method | |
| CN113926379B (en) | Long-distance and multi-stage heating of pilot-scale organic rock by supercritical water oxygen to oil and hydrogen | |
| CN113926380B (en) | Pilot-scale organic rock long-distance multi-stage heating system for supercritical water-oxygen oil-to-hydrogen production | |
| RU2026966C1 (en) | Method for operation of oil and gas wells | |
| CN110410141B (en) | Remote slurry filling disturbance system and method for coal mine goaf | |
| CN201087714Y (en) | Double-oil tube well mouth device | |
| CN111765378B (en) | Integrated oil-gas heating transfer device and method | |
| RU2189439C2 (en) | Method of developing oil deposits and block complex system of plants for method embodiment | |
| RU99103802A (en) | METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS AND BLOCK COMPLEX SYSTEM OF INSTALLATIONS FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| CN211115952U (en) | Well site flowback fluid treatment integrated device | |
| US2926073A (en) | Apparatus for making carbon black | |
| CN217380516U (en) | Negative pressure production increasing synchronous pipeline supercharging device for oil and gas well | |
| CN112710450A (en) | Hydraulic pulse blockage removal experiment system and method for fracture blockage caused by particles | |
| CN206131501U (en) | Two GE that increase of geothermol power DIS integration comprehensive development system | |
| CN101956545B (en) | Skid-mounted integrated movable water injection device | |
| CN2851810Y (en) | Big ring like mixing and gathering transportation system | |
| CN211651027U (en) | Oily sludge drying device utilizing waste heat of high-temperature flue gas | |
| RU2722190C1 (en) | Method for development of multi-layer deposits of natural gases | |
| CN107542438A (en) | A kind of method of parallel water horizontal well exploitation of gas hydrate | |
| CN209818045U (en) | Large-treatment-capacity hydrate underground separation parallel device using spiral separator | |
| CN119641306B (en) | Ultra-heavy oil circulation series production method and device under SAGD production mode | |
| CN115450587A (en) | A device and method for increasing production capacity of natural gas hydrate | |
| CN220469876U (en) | Horizontal well site draws oily production system |