RU2157448C2 - Method of periodic running of wells with two end pressure controllers - Google Patents
Method of periodic running of wells with two end pressure controllers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2157448C2 RU2157448C2 RU97103295A RU97103295A RU2157448C2 RU 2157448 C2 RU2157448 C2 RU 2157448C2 RU 97103295 A RU97103295 A RU 97103295A RU 97103295 A RU97103295 A RU 97103295A RU 2157448 C2 RU2157448 C2 RU 2157448C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- wellhead
- buffer
- calculated value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 title claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегозодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, в т.ч. с высоким газовым фактором. The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the production of liquid hydrocarbons, including with a high gas factor.
Известен способ добычи жидких углеводородов, осуществляемый с помощью установки одноразмерной колонны подъемных труб с амортизатором на нижнем конце, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором, автомата регулятора циклов и выкидного клапана с мембрано-исполнительным механизмом (МИМ) [1]. A known method for the production of liquid hydrocarbons, carried out by installing a one-dimensional column of lifting pipes with a shock absorber at the lower end, wellhead valves with an upper spring shock absorber, a cycle regulator and a pop-up valve with a membrane-actuating mechanism (MIM) [1].
Известный способ может работать с плунжером или без него, управление работой установки может осуществляться автоматами-регуляторами цикла, действующими (т. е. открывающими и закрывающими выкидной клапан) либо по заданным величинам затрубного давления, либо по заданным интервалам времени или по комбинированному использованию давления и времени. The known method can work with or without a plunger, the operation of the installation can be controlled by automatic cycle regulators that operate (i.e., open and close the shut-off valve) either according to specified values of the annular pressure, or according to specified intervals of time or according to the combined use of pressure and time.
Известен также способ добычи жидких углеводородов установкой для периодической газлифтной эксплуатации скважины, содержащей наземное регулирующее оборудование, колонну насосно-компрессорных труб, устьевой и забойный амортизаторы, поршень с узлом фиксации и расфиксации на забойном амортизаторе и клапан, расположенный под забойным амортизатором [2]. Также установка снабжена размещенным концентрично колонне лифтовых труб патрубком, сообщающимся в верхней части с затрубным пространством выше забойного амортизатора, а в нижней части с лифтовыми трубами на уровне забойного амортизатора - ПРОТОТИП. There is also known a method of producing liquid hydrocarbons by a unit for periodic gas lift operation of a well containing ground control equipment, a tubing string, wellhead and downhole shock absorbers, a piston with a fixation and fixation unit on the downhole shock absorber and a valve located under the downhole shock absorber [2]. The installation is also equipped with a nozzle arranged concentrically to the column of elevator pipes, communicating in the upper part with the annulus above the bottomhole shock absorber, and in the lower part with the lift pipes at the level of the bottomhole shock absorber - PROTOTYPE.
Недостатком данного способа является то, что регулирование осуществляется на устье скважины, вследствие чего, в зависимости от физико-химических свойств пластового флюида и геологических условий, забойное давление в скважине при работе установки может изменяться в широких пределах. Такой режим эксплуатации скважин приводит к преждевременному обводнению пласта или загазованности призабойной зоны скважины, что в обоих случаях дает падение дебита пластового флюида, в конечном счете к неполному использованию добывных возможностей скважины и снижению сроков ее естественного фонтанирования. The disadvantage of this method is that the regulation is carried out at the wellhead, as a result of which, depending on the physicochemical properties of the formation fluid and the geological conditions, the bottomhole pressure in the well during installation can vary widely. This mode of operation of the wells leads to premature watering of the formation or gas contamination of the bottomhole zone of the well, which in both cases leads to a decrease in the production rate of the reservoir fluid, ultimately to the underutilization of the production capabilities of the well and a decrease in the time of its natural flowing.
Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей скважины и продление естественных сроков ее фонтанирования. The purpose of the invention is the effective use of production capabilities of the well and the extension of the natural timing of its gushing.
Поставленная цель достигается тем, что компоновку насосно-компрессорных труб, содержащую плунжер, нижний и верхний амортизаторы, оборудуют двумя концевыми регуляторами давления. Нижний - забойный регулятор давления устанавливают после нижнего амортизатора на конце колонны насосно-компрессорных труб, в месте сообщения их полости с кольцевым пространством скважины и пластовым флюидом, а верхний устьевой регулятор давления на устье скважины, в месте сообщения полости насосно-компрессорных труб с нефтесбором. This goal is achieved by the fact that the arrangement of tubing containing a plunger, lower and upper shock absorbers, equipped with two end pressure regulators. The lower - bottomhole pressure regulator is installed after the lower shock absorber at the end of the tubing string, in the place where their cavity communicates with the annular space of the well and formation fluid, and the upper wellhead pressure regulator at the wellhead, in the place of communication between the tubing and oil reservoir.
Забойный и устьевой регуляторы давления настраивают таким образом, что при достижении расчетного забойного давления первым на открытие срабатывает забойный регулятор давления, открывая проход для пластового флюида в полость насосно-компрессорных труб из пласта, а далее, с ростом буферного давления до расчетного, срабатывает на открытие и устьевой регулятор давления, открывая проход для пластового флюида из полости насосно-компрессорных труб в нефтесбор. Они одновременно открыты до тех пор, пока забойное давление не уменьшается до расчетного, после чего срабатывает на закрытие забойный регулятор давления, а при последующем снижении буферного давления до расчетного срабатывает на закрытие и устьевой регулятор давления. The downhole and wellhead pressure regulators are adjusted in such a way that when the estimated bottomhole pressure is reached, the first downhole pressure regulator is triggered to open, opening the passage for formation fluid into the cavity of the tubing from the reservoir, and then, with increasing buffer pressure to the calculated pressure, it triggers the opening and wellhead pressure regulator, opening the passage for formation fluid from the cavity of the tubing into the oil reservoir. They are simultaneously open until the bottomhole pressure decreases to the calculated one, after which the bottomhole pressure regulator is triggered to close, and when the buffer pressure is subsequently reduced to the calculated pressure, the wellhead pressure regulator is also closed.
На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа периодической эксплуатации скважин с двумя концевыми регуляторами давления, где 1 - эксплуатационная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - устьевой регулятор давления, 4 - забойный регулятор давления; 5 - плунжер; 6 - нижний амортизатор; 7 - верхний амортизатор. The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for periodic operation of wells with two end pressure regulators, where 1 - production string, 2 - tubing string; 3 - wellhead pressure regulator, 4 - downhole pressure regulator; 5 - a plunger; 6 - lower shock absorber; 7 - the upper shock absorber.
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
Забойный регулятор давления 4 заряжается на заданное забойное давление Pзаб., равное
Pзаб.= Pпл.-ΔP,
где Pзаб. - забойное давление;
Pпл. - пластовое давление;
Δ P - допустимый градиент падения пластового давления, определяемый по физико-химическим свойствам пластового флюида и геологическим условиям его залегания.The downhole pressure regulator 4 is charged at a given downhole pressure P zab. equal to
P zab. = P pl. -ΔP,
where P zab. - bottomhole pressure;
P pl. - reservoir pressure;
Δ P is the permissible gradient of reservoir pressure drop, determined by the physicochemical properties of the reservoir fluid and the geological conditions of its occurrence.
Устьевой регулятор давления 3 заряжается на расчетное (заданное) давление открытия и необходимый перепад давления. Wellhead pressure regulator 3 is charged at the calculated (set) opening pressure and the required pressure drop.
В исходном состоянии в начале цикла оба регулятора давления закрыты, плунжер 5 находится на нижнем амортизаторе 6. Постепенно забойное давление Pзаб. за счет притока флюида из продуктивного пласта растет, стремясь достичь величины пластового давления Pпл.. При достижении заданной величины забойного давления Pзаб. забойный регулятор давления 4, расположенный у башмака компоновки насосно-компрессорных труб 2, открывается, обеспечивая проход пластового флюида через себя в колонну насосно-компрессорных труб. Далее под действием забойного давления Pзаб. происходит подъем флюида по колонне насосно-компрессорных труб 2 через нижний амортизатор 6 и плунжер 5. В процессе движения вверх из пластового флюида выделяется газ и скапливается в верхней части компоновки насосно-компрессорных труб 2, создавая избыточное буферное давление Pбуф., величина которого зависит от давления насыщения пластового флюида и его газонасыщенности, а также от физико-химических и геологических условий формирования залежи углеводородного сырья. По тем же причинам происходит рост давления в затрубном (кольцевом) пространстве скважины Pзат.. При давлении газа на устье скважины Pбуф. заданной величины устьевой регулятор давления 3 открывается и газ устремляется в выкидную линию. При этом буферное давление Pбуф. падает, забойный регулятор давления 4 - открыт. Под давлением газа в затрубном пространстве Pзат. находящаяся там жидкость проходит через забойный регулятор давления 5 и продавливается по зазору между плунжером 5 и насосно-компрессорными трубами. Плунжер 5 поднимается с нижнего амортизатора 6 и движется к устьевому амортизатору 7, проталкивая впереди себя столб жидкости. Буферное давление Pбуф., затрубное давление Pзат. и забойное давление Pзаб. снижаются, забойный регулятор давления 4 закрывается и отсекает поступление жидкости из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб для того, чтобы исключить резкое падение забойного давления Pзаб. ниже допустимого предела и предотвратить нарушение режима работы призабойной зоны скважины. Плунжер 5 достигает устьевого амортизатора 7, но подъем жидкости продолжается за счет энергии находящегося там газа и созданного избыточного давления. Буферное давление Pбуф. продолжает снижаться и, наконец, достигает величины давления закрытия устьевого регулятора, хотя в данный момент буферное давление Pбуф. выше давления в нефтесборной сети Pлин., при этом устьевой регулятор закрывается и отсекает поступление жидкости из скважины. При повышении давления до заданной величины - цикл повторяется.In the initial state, at the beginning of the cycle, both pressure regulators are closed, the plunger 5 is located on the lower shock absorber 6. Gradually, the bottomhole pressure P zab. due to the influx of fluid from the reservoir, it grows, trying to achieve the value of reservoir pressure P pl. . Upon reaching the set value of the bottomhole pressure P zab. the downhole pressure regulator 4, located at the shoe of the arrangement of tubing 2, opens, allowing the formation fluid to pass through itself into the tubing string. Further, under the influence of bottomhole pressure P zab. the fluid rises along the tubing string 2 through the lower shock absorber 6 and plunger 5. During the upward movement, gas is released from the reservoir fluid and accumulates in the upper part of the tubing arrangement 2, creating an excess buffer pressure P buffer. , the value of which depends on the saturation pressure of the formation fluid and its gas saturation, as well as on the physicochemical and geological conditions for the formation of the hydrocarbon reservoir. For the same reasons, there is an increase in pressure in the annulus (annular) space of the well P Zat. . When the gas pressure at the wellhead P buffer. set value, the wellhead pressure regulator 3 opens and the gas rushes into the flow line. In this case, the buffer pressure P buff. falls, downhole pressure regulator 4 - open. Under gas pressure in the annulus P Zat. the liquid located there passes through the downhole pressure regulator 5 and is forced through the gap between the plunger 5 and the tubing. The plunger 5 rises from the lower shock absorber 6 and moves to the wellhead shock absorber 7, pushing a column of liquid in front of it. Buffer pressure P buff. , The annular pressure P tightened. and bottomhole pressure P zab. decrease, the downhole pressure regulator 4 closes and cuts off the flow of fluid from the annulus of the well into the tubing string in order to prevent a sharp drop in bottomhole pressure P zab. below the permissible limit and prevent violation of the operating mode of the bottomhole zone of the well. The plunger 5 reaches the wellhead shock absorber 7, but the rise of the liquid continues due to the energy of the gas located there and the created excess pressure. Buffer pressure P buff. continues to decline and, finally, reaches the closing pressure of the wellhead regulator, although at the moment the buffer pressure P buffer. higher pressure in the oil line P lin. , while the wellhead regulator closes and cuts off the flow of fluid from the well. When the pressure rises to a predetermined value, the cycle repeats.
Величина перепада давления на устьевом регуляторе давления определяется из разности буферных давлений открытия и закрытия его. The pressure drop across the wellhead pressure regulator is determined from the difference in the buffer pressures of opening and closing it.
Pуст. = Pбуф.нач. - Pбуф.кон.,
где Pуст. - перепад давления, при котором устьевой регулятор открыт;
Pбуф.нач. - давление в верхней точке колонны насосно-компрессорных труб, при котором устьевой регулятор давления открывается;
Pбуф.кон. - давление в верхней точке колонны насосно-компрессорных труб, при котором устьевой регулятор давления закрывается.P mouth = P buff. - P buffer ,
where P mouth. - pressure drop at which the wellhead regulator is open;
P buff. - pressure at the top of the tubing string at which the wellhead pressure regulator opens;
P buffer - pressure at the top of the tubing string at which the wellhead pressure regulator closes.
Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа, позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин без перевода на механизированные способы добычи углеводородов. Thus, the inventive method is more efficient and economical in comparison with the prototype method, allows for more complete development of reserves and significantly prolongs the natural period of well flowing without switching to mechanized methods of hydrocarbon production.
Источники информации
1. И. Г. Белов. Теория и практика периодического газлифта.- М.:Недра, 1975, с. 10-18.Sources of information
1. I. G. Belov. Theory and practice of periodic gas lift .- M.: Nedra, 1975, p. 10-18.
2. А.С. СССР N 891893, кл. E 21 B 43/00 от 25.12.81. 5 л. 2. A.S. USSR N 891893, class E 21 B 43/00 from 12.25.81. 5 l
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97103295A RU2157448C2 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method of periodic running of wells with two end pressure controllers |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97103295A RU2157448C2 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method of periodic running of wells with two end pressure controllers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97103295A RU97103295A (en) | 1999-03-27 |
| RU2157448C2 true RU2157448C2 (en) | 2000-10-10 |
Family
ID=20190449
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97103295A RU2157448C2 (en) | 1997-03-04 | 1997-03-04 | Method of periodic running of wells with two end pressure controllers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2157448C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2239696C1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-11-10 | Шарапинский Владимир Константинович | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method |
| RU2278957C2 (en) * | 2003-08-15 | 2006-06-27 | Алексей Николаевич Бочаров | Oil production method and device (variants) |
| RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
| RU2844536C1 (en) * | 2025-01-30 | 2025-08-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Самара" | Method of flush oil production |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1267060A1 (en) * | 1985-01-21 | 1986-10-30 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа | Gas lift |
| SU1298352A1 (en) * | 1985-10-04 | 1987-03-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for operating gas condensate well |
| SU1696678A1 (en) * | 1989-08-04 | 1991-12-07 | Особое Конструкторское Бюро По Проектированию Нефтегазодобывающих Машин И Оборудования "Нефтемаш" | Gas lift for gas-lift well operation |
-
1997
- 1997-03-04 RU RU97103295A patent/RU2157448C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1267060A1 (en) * | 1985-01-21 | 1986-10-30 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа | Gas lift |
| SU1298352A1 (en) * | 1985-10-04 | 1987-03-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for operating gas condensate well |
| SU1696678A1 (en) * | 1989-08-04 | 1991-12-07 | Особое Конструкторское Бюро По Проектированию Нефтегазодобывающих Машин И Оборудования "Нефтемаш" | Gas lift for gas-lift well operation |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2278957C2 (en) * | 2003-08-15 | 2006-06-27 | Алексей Николаевич Бочаров | Oil production method and device (variants) |
| RU2239696C1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-11-10 | Шарапинский Владимир Константинович | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method |
| RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
| RU2844536C1 (en) * | 2025-01-30 | 2025-08-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Самара" | Method of flush oil production |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1213210A (en) | Differential pressure actuated vent assembly | |
| US5343945A (en) | Downholde gas/oil separation systems for wells | |
| US7658229B2 (en) | Gas lift chamber purge and vent valve and pump systems | |
| US6907926B2 (en) | Open well plunger-actuated gas lift valve and method of use | |
| US4211279A (en) | Plunger lift system | |
| US20040129428A1 (en) | Plunger lift deliquefying system for increased recovery from oil and gas wells | |
| US4011906A (en) | Downhole valve for paraffin control | |
| US4036297A (en) | Subsurface flow control apparatus and method | |
| US8387710B2 (en) | Downhole fluid recirculation valve and method for recirculating fluid in a well | |
| GB2348225A (en) | Submersible pump assembly with a shunt valve. | |
| US3968839A (en) | Subsurface flow control apparatus | |
| US4529038A (en) | Differential vent and bar actuated circulating valve and method | |
| US2680408A (en) | Means for dually completing oil wells | |
| RU2157448C2 (en) | Method of periodic running of wells with two end pressure controllers | |
| US2642812A (en) | Well flow apparatus | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| US4437514A (en) | Dewatering apparatus | |
| RU2129208C1 (en) | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas | |
| US5522418A (en) | Differential pressure operated gas lift valve | |
| US4087207A (en) | Method and apparatus for gas induced production of liquid from wells | |
| US20030066649A1 (en) | Single well combination oil production/water dump flood apparatus and methods | |
| RU2239696C1 (en) | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method | |
| RU2059796C1 (en) | Method for well designing and operation and plant for well operation | |
| SU1599527A1 (en) | Device for controlling intake of oil and gas from well | |
| US2154768A (en) | Means for flowing wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140305 |