RU2220278C2 - Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа - Google Patents
Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2220278C2 RU2220278C2 RU99120104/03A RU99120104A RU2220278C2 RU 2220278 C2 RU2220278 C2 RU 2220278C2 RU 99120104/03 A RU99120104/03 A RU 99120104/03A RU 99120104 A RU99120104 A RU 99120104A RU 2220278 C2 RU2220278 C2 RU 2220278C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow rate
- gas
- threshold
- predetermined
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 57
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 71
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 16
- BBHJTCADCKZYSO-UHFFFAOYSA-N 4-(4-ethylcyclohexyl)benzonitrile Chemical compound C1CC(CC)CCC1C1=CC=C(C#N)C=C1 BBHJTCADCKZYSO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации скважин и может быть использовано для управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа. Задача изобретения заключается в предотвращении сбоев. Скважина включает в себя, по меньшей мере, одну эксплуатационную колонну внутри обсадных труб, образующую вместе с обсадными трубами кольцевое пространство, соединенное при помощи нагнетательного газопровода через контрольный клапан с источником газа под давлением, оборудованную, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном и соединенную с выпускным трубопроводом, оборудованным выпускной насадкой с регулируемым открытием. При первоначально закрытых контрольном клапане и выпускной насадке способ включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи и стадии установки эксплуатационного режима, после которой следует эксплуатационная фаза. Во время стадии начала нефтегазодобычи сравнивают давление на выходе контрольного клапана с двумя заранее определенными порогами и в зависимости от результатов сравнения открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство с заранее определенным расходом, а при достижении верхнего порога дополнительно постепенно открывают насадку до заранее определенной величины для достижения заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов. Во время стадии установки эксплуатационного режима сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом T1 и, если этот расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие насадки до заранее определенной величины, а если нет - повторяют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе насадки с заранее определенным порогом Р1 и, если указанный расход и указанное давление устойчиво превышают одновременно оба указанных порога в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - повторяют операцию сравнения. 6 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение касается способа управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа от источника газа под давлением, при этом обработку добытых углеводородов осуществляют на перерабатывающей установке, расположенной на выходе питающей скважины.
В документе GB 2252797 описан способ контроля за расходом добычи нефтяной скважины, включающей в себя эксплуатационную колонну, выходящую к устью скважины и образующую вместе со стенками скважины кольцевое пространство, при этом колонна оборудована, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном, сообщающимся с источником газа под давлением через контрольный клапан, позволяющий регулировать расход подачи газа внутрь эксплуатационной колонны, и выпускной насадкой, позволяющей управлять потоком углеводородов в эксплуатационной колонне, при этом способ заключается в управлении контрольным клапаном и выпускной насадкой в зависимости от значений температуры и давления, измеренных на поверхности и в кольцевом пространстве, и в зависимости от значений давления и расхода газа, поступающего из источника.
В документе ЕР 0756065 описана система контроля за подачей углеводородов по выпускному трубопроводу, соединенному с эксплуатационной скважиной, активируемой путем нагнетания газа.
Указанная система включает в себя выпускную насадку для регулирования расхода углеводородов в выпускном трубопроводе и контрольный модуль для динамического управления открытием выпускной насадки.
Контрольный модуль обеспечивает динамическое управление открытием выпускной насадки в зависимости от изменений давления в нагнетательном газопроводе.
В соответствии с частным вариантом осуществления изобретения контрольный модуль включает в себя алгоритм ПИД, который стабилизирует и минимизирует давление в нагнетательном газопроводе на основании замера давления в указанном газопроводе, производимого с помощью датчика и использующегося в качестве входящего сигнала, и выдает на выходе сигнал управления положением выпускной насадки.
Указанные способ и устройство не обеспечивают эффективного контроля за добычей углеводородов при образовании газовой пробки во время начала эксплуатации скважины после открытия выпускной насадки, а также при образовании жидкой пробки в начале подъема нагнетаемого газа, в частности при очень высоком давлении нагнетаемого газа.
Образование указанных пробок приводит к возникновению сбоев, в частности циклических сбоев процесса добычи углеводородов, следствием чего является нерегулярное поступление сырья в перерабатывающие установки на выходе скважины, такие как сепараторные установки разделения газа и жидкости, рекомпрессионные установки и газоперерабатывающие установки.
Такое нерегулярное поступление сырья в перерабатывающие установки на выходе скважины, кроме всего прочего, является причиной сокращения количества газа, необходимого для активации скважины, и возрастание опасности остановок производственного процесса, приводящих к сокращению добычи.
Другим следствием указанных сбоев является повышенный износ соединения слой-скважина, в частности в скважинах с неконсолидированными резервуарами, что приводит к попаданию песка и к необходимости применения дорогостоящего оборудования по контролю за песком и к частому и дорогостоящему восстановлению поврежденных скважин.
Указанные способы не позволяют обеспечить стабильную оптимальную добычу после фазы запуска при минимальном расходе газа, эффективно компенсировать потери при непредвиденных сбоях в работе резервуара или выход из строя оборудования колонны и обеспечить эффективную эксплуатацию скважины при сокращении подачи газа.
Техническим результатом настоящего изобретения является устранение упомянутых недостатков. Этот технический результат достигается тем, что способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа, включающей в себя по меньшей мере одну эксплуатационную колонну внутри обсадных труб, образующую вместе с указанными обсадными трубами кольцевое пространство, соединенное при помощи нагнетательного газопровода через контрольный клапан с источником газа под давлением, оборудованную, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном и соединенную с выпускным трубопроводом, оборудованным выпускной насадкой с регулируемым открытием, согласно изобретению при закрытых контрольном клапане и выпускной насадке он включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи, во время которой сравнивают давление на выходе контрольного клапана с двумя заранее определенными порогами РСН1 и РСН2, причем РСН2 превышает РСН1, и, если это давление ниже порога РСН1, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство при заранее определенном расходе Q1 подачи газа, если это давление находится в пределах между порогами РСН1 и РСН2, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство с заранее определенным расходом Q2 подачи газа, превышающим Q1, и, когда это давление достигает порога РСН2, устанавливают расход подачи газа в кольцевое пространство, равный заранее определенному значению Q3, превышающему Q1; постепенно открывают насадку до заранее определенной величины, чтобы достичь заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов и стадии установки эксплуатационного режима, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом Т1 и, если этот расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие насадки до заранее определенной величины, а если нет - повторяют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе насадки с заранее определенным порогом Р1, и, если указанный расход и указанное давление устойчиво превышают одновременно оба указанных порога в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - повторяют операцию сравнения.
В соответствии с другим вариантом выполнения настоящего изобретения на стадии установки эксплуатационного режима во время фазы запуска дополнительно периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом, при этом, если производная давления ниже отрицательного порога, увеличивают расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
По другому варианту настоящего изобретения за фазой запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с четырьмя заранее определенными порогами SR1, SR2, SR3 и SR4, причем SR2 превышает SR1, SR4 превышает SR3, и, если расход добычи углеводородов ниже SR1 и если расход подачи нагнетаемого газа ниже заранее определенного порога, увеличивают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов выше SR2 и если расход подачи нагнетаемого газа превышает заранее определенный порог, уменьшают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов ниже SR3 и если степень открытия выпускной насадки ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов превышает SR4 и если степень открытия выпускной насадки выше заранее определенного порога, уменьшают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход ниже указанного порога, возобновляют фазу запуска.
По другому варианту настоящего изобретения во время эксплуатационной фазы, кроме того, периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом и, если производная давления ниже отрицательного порога, увеличивают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину, если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
По другому варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов измеряют при помощи расходомера, установленного на выпускном трубопроводе на выходе выпускной насадки.
По еще одному варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов рассчитывают исходя из разности давления в выпускной насадке и на ее открытии.
Сущность настоящего изобретения более очевидна из нижеследующего описания, приведенного в качестве примера и прилагаемых фигур, на которых
фиг.1 изображает нефтегазодобывающую скважину, активируемую путем нагнетания газа, включающую в себя одну эксплуатационную колонну;
фиг.2 - нефтегазодобывающую скважину, активируемую путем нагнетания газа, включающую в себя две эксплуатационные колонны;
фиг.3 - две нефтегазодобывающие скважины, активируемые путем нагнетания газа, расход подачи которого регулируется одним контрольным клапаном.
В основном способ в соответствии с настоящим изобретением применяют для управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа от источника газа под давлением, питающей перерабатывающие установки, находящиеся на выходе скважины.
На фиг.1 показана скважина по добыче углеводородов в виде смеси жидкости и газа, включающая в себя следующие элементы:
эксплуатационную колонну 2;
обсадные трубы 3, охватывающие колонну 2;
кольцевое пространство 4, образованное колонной 2 и обсадными трубами 3;
источник 7 газа под давлением;
множество впускных клапанов 8 для впуска газа в колонну 2 из кольцевого пространства 4;
перерабатывающие установки 14 на выходе скважины;
нагнетательный газопровод 5 для нагнетания газа в кольцевое пространство 4, сообщающееся с источником 7 газа через контрольный клапан 6;
выпускной трубопровод 23 для отвода добытых углеводородов, соединяющий верхнюю часть колонны 2 с перерабатывающими установками 14 на выходе скважины через выпускную насадку 9 с регулируемым открытием;
датчик 10 измерения температуры на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанной температуры;
датчик 11 давления на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанного давления;
датчик 12 давления на выходе контрольного клапана 6, выдающий электронный сигнал, соответствующий значению указанного давления;
датчик 13 расхода нагнетаемого газа, установленный на входе контрольного клапана 6 и выдающий электронный сигнал, соответствующий величине указанного расхода;
программируемый автомат 21, оборудованный входными элементами 17, 18, 19 и 20, принимающими электронные сигналы соответственно от датчиков 11, 10, 13 и 12, и выходными элементами 15 и 16, выдающими соответственно сигналы управления выпускной насадкой 9 и контрольным клапаном 6;
операторский пульт 22 для ввода данных в автомат 21.
Кроме того, автомат 21 включает в себя не показанный на фиг.1 блок памяти, в который вводятся программа управления и данные, необходимые для управления нефтегазодобывающей скважиной, а именно заранее определенные значения регулировочных переменных величин. Указанные данные предварительно вводятся оператором с пульта 22 и могут меняться в ходе производственного процесса при помощи того же пульта.
Некоторые из этих данных могут вводиться вспомогательным компьютером управления, не показанным на фиг.1.
Автомат 21 обеспечивает автоматическое регулирование расхода нагнетаемого газа, измеряемого при помощи датчика 13, в пределах заданной величины, заранее определенной в соответствии с программой управления, со значениями переменных регулировочных величин и в зависимости от сигналов, выдаваемых датчиками 10, 11, 12 и 13, приводя в действие контрольный клапан 6.
До приведения в действие устройства перекачки углеводородов выпускная насадка 9 и контрольный клапан 6 находятся в закрытом состоянии.
Способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя фазу запуска устройства перекачки углеводородов, состоящую из двух этапов. Первая стадия является стадией начала нефтегазодобычи, во время которой автомат 21 сравнивает давление на выходе контрольного клапана 6, измеряемое датчиком 12, с двумя порогами РСН1 и РСН2, заранее определенными с учетом технических параметров впускных газовых клапанов 8, например РСН1 равен 20%, а РСН2 равен 95% номинального давления источника 7 газа.
Если это давление ниже порога РСН1, это означает, что давление в кольцевом пространстве 4 имеет такое значение, которое может привести к повреждению впускных газовых клапанов 8. Для устранения этой опасности необходимо очень плавно повысить давление в кольцевом пространстве 4.
Для этого автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6 для доведения расхода нагнетаемого газа до значения Q1, заранее определенного в зависимости от объема кольцевого пространства 4, например 2% от расхода нагнетаемого газа, на который рассчитаны размеры скважины.
Если это давление находится в пределах между порогами РСН1 и РСН2, это значит, что давления недостаточно для начала нагнетания через клапаны 8. В этом случае автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6, чтобы обеспечить расход Q2 нагнетаемого газа, превышающий Q1 и заранее определенный в зависимости от емкости источника 7 газа, например 10% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Когда это давление достигает порога РСН2, автомат 21 через выходной элемент 15 выдает сигнал открытия контрольного клапана 6, чтобы обеспечить расход Q3 нагнетаемого газа, превышающий Q1 и заранее определенный в зависимости от технических параметров клапанов 8, например 20% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
После этого автомат постепенно открывает насадку 9 до заранее определенной величины, чтобы достичь заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Таким образом завершается стадия начала нефтегазодобычи, и фаза запуска продолжается стадией установки эксплуатационного режима, во время которой автомат выполняет следующие операции.
Он рассчитывает расход добычи углеводородов с учетом их температуры, выдаваемой датчиком 10, при помощи формулы
где Q - расчетный расход добычи углеводородов,
Qo, То и λ - постоянные параметры скважины,
Т - температура углеводородов в трубопроводе 23, измеряемая датчиком 10.
После этого он сравнивает расчетный расход углеводородов с заранее определенным порогом Т1, соответствующим минимальному расходу, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.
Если расчетный расход добычи углеводородов устойчиво превышает порог Т1 в течение заранее определенного промежутка времени D1, например 20 мин, автомат через выходной элемент 16 выдает сигнал открытия насадки 9 до заранее определенной величины, например до 30% ее максимального открытия.
Если нет, то автомат 21 возобновляет предыдущую операцию сравнения.
Когда расход добычи углеводородов практически стабилизировался, после истечения заранее определенного промежутка времени, соответствующего времени промывки эксплуатационной колонны, например 60 мин, автомат 21 сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры на входе насадки 9, с порогом Т2, превышающим Т1, равным, например, 50% расхода добычи, на который рассчитана скважина.
После этого он сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры датчиком 10, с порогом Т2, а давление на входе насадки 9 - с заранее определенным порогом Р1.
Если одновременно расчетный расход добычи углеводородов превышает порог Т2, а давление на входе насадки 9 превышает порог Р1 в течение заранее определенного промежутка времени, например 20 мин, автомат 21 выполняет операции эксплуатационной фазы.
Если эти два условия не выполняются, то автомат 21 возобновляет этап начала нефтегазодобычи.
Кроме того, он периодически рассчитывает по отношению к времени производную давления на выходе контрольного клапана 6 и сравнивает ее с заранее определенным отрицательным порогом dPC1 и с заранее определенным положительным порогом dPC2.
Если эта производная, то есть скорость изменения давления на выходе контрольного клапана 6, ниже dPCl, соответствующего допустимому пределу падения кольцевого давления, то для того, чтобы не допустить преждевременного закрытия впускных газовых клапанов 8 в верхней части эксплуатационной колонны 2 и чтобы кольцевое давление не стало недостаточным для обеспечения нагнетания газа через клапаны 8 в верхней части колонны 2, автомат 21 увеличивает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину путем увеличения заданного значения для автоматического регулирования этого расхода, которое выражается в сигнале открытия контрольного клапана 6, посылаемого автоматом 21 через выходной элемент 15.
На этом фаза запуска завершается. Способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя также эксплуатационную фазу, во время которой автомат 21 рассчитывает расход добычи углеводородов, как было описано выше, на основании измерения температуры на входе насадки 9, затем сравнивает ее с четырьмя порогами SR1, SR2, SR3 и SR4, заранее определенными в зависимости от расхода, на который рассчитана скважина, например в % этого расхода: SR1=75%, SR2=90%, SR3=85%, SR4=100%.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR1 и если расход нагнетаемого газа ниже порога QGS, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины, например 60% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, автомат 21 увеличивает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, например 30% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, путем изменения заданной величины для автоматического регулирования этого расхода.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR2 и если расход нагнетаемого газа ниже порога QGI, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 10% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, автомат 21 уменьшает расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину, например 2% максимального расхода газа, на который рассчитаны размеры скважины, путем изменения заданной величины для автоматического регулирования этого расхода.
Если расчетный расход добычи углеводородов ниже SR3 и если открытие насадки 9 ниже порога, заранее определенного в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 100% максимального открытия насадки 9, автомат 21 увеличивает открытие насадки на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.
Если расчетный расход добычи углеводородов превышает SR4 и если открытие насадки 9 превышает порог, заранее определенный в зависимости от технических параметров скважины и ее оборудования, например 60% максимального открытия насадки 9, автомат 21 уменьшает открытие насадки 9 на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.
Одновременно автомат 21 сравнивает расчетный расход добычи углеводородов с определенным перед этим порогом Т1 и, если этот расход ниже Т1, автомат возобновляет фазу запуска.
Благодаря комбинированному воздействию на выпускную насадку и на контрольный газонагнетательный клапан по способу в соответствии с настоящим изобретением первая газовая пробка и первая жидкая пробка устраняются и добыча углеводородов стабилизируется путем стабильного и сведенного до минимума нагнетания газа в эксплуатационную колонну.
Описанный выше способ управления нефтегазодобывающей скважиной не ограничивается управлением данного типа скважины, он может также применяться при внесении некоторых конструктивных изменений, доступных для специалистов, для управления другими следующими типами скважин:
тип скважины с “двойной комплектацией”, показанный на фиг.2, при котором в одном стволе 3 обсадных труб установлены две эксплуатационные колонны 32 и 33 и применяются две выпускных насадки 34 и 35 для отвода добываемых углеводородов, в качестве примера можно упомянуть, что расход газа, регулируемый контрольным клапаном 6, представляет собой сумму расходов, определенных программой управления для каждой из эксплуатационных колонн, а фазу запуска одной колонны не осуществляют до тех пор, пока расход добычи другой колонны не превысит заранее определенный порог;
тип скважины с осевым нагнетанием газа, при котором активационный газ нагнетается по трубопроводу, установленному внутри эксплуатационной колонны;
тип скважины с “объединенной подачей газа”, при котором газ нагнетается в две скважины 40 и 41 по общему газонагнетательному трубопроводу.
Claims (7)
1. Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа, включающей в себя, по меньшей мере, одну эксплуатационную колонну внутри обсадных труб, образующую вместе с обсадными трубами кольцевое пространство, соединенное при помощи нагнетательного газопровода через контрольный клапан с источником газа под давлением, оборудованную, по меньшей мере, одним впускным газовым клапаном и соединенную с выпускным трубопроводом, оборудованным выпускной насадкой с регулируемым открытием, отличающийся тем, что при закрытых контрольном клапане и выпускной насадке он включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи, во время которой сравнивают давление на выходе контрольного клапана с двумя заранее определенными порогами РСН1 и РСН2, причем РСН2 превышает РСН1 и, если это давление ниже порога РСН1, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство при заранее определенном расходе Q1 подачи газа, если это давление находится в пределах между порогами РСН1 и РСН2, открывают контрольный клапан для нагнетания газа в кольцевое пространство с заранее определенным расходом Q2 подачи газа, превышающим Q1, и, когда это давление достигает порога РСН2, устанавливают расход подачи газа в кольцевое пространство, равный заранее определенному значению Q3, превышающему Q1, постепенно открывают выпускную насадку до заранее определенной величины для достижения заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов, и стадии установки эксплуатационного режима, во время которого сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом T1, и, если этот расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие выпускной насадки до заранее определенной величины, а если нет - повторяют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе выпускной насадки с заранее определенным порогом Р1 и, если указанный расход и указанное давление устойчиво превышают одновременно оба указанных порога в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - повторяют операцию сравнения.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что во время стадии установки эксплуатационного режима дополнительно периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом, при этом если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что за фазой запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой одновременно сравнивают расход добычи углеводородов с четырьмя заранее определенными порогами SR1, SR2, SR3 и SR4, причем SR2 превышает SR1, SR4 превышает SR3 и, если расход добычи углеводородов ниже SR1 и если расход подачи нагнетаемого газа ниже заранее определенного порога, увеличивают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов превышает SR2 и если расход подачи нагнетаемого газа превышает заранее определенный порог, уменьшают указанный расход на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов ниже SR3 и если степень открытия выпускной насадки ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, если расход добычи углеводородов превышает SR4 и если степень открытия выпускной насадки выше заранее определенного порога, уменьшают открытие указанной насадки на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход ниже указанного порога, возобновляют фазу запуска.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что во время эксплуатационной фазы дополнительно периодически рассчитывают производную давления на выходе контрольного клапана по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом и, если производная давления ниже отрицательного порога, увеличивают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину, если производная давления превышает положительный порог, уменьшают расход подачи нагнетаемого газа на заранее определенную величину.
5. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов измеряют при помощи расходомера, установленного на выпускном трубопроводе на входе выпускной насадки.
6. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов рассчитывают на основании измерения температуры добытых углеводородов на входе выпускной насадки.
7. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов рассчитывают на основании разности давления в выпускной насадке и на открытии указанной насадки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9811728A FR2783557B1 (fr) | 1998-09-21 | 1998-09-21 | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures active par injection de gaz |
| FR9811728 | 1998-09-21 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99120104A RU99120104A (ru) | 2001-07-10 |
| RU2220278C2 true RU2220278C2 (ru) | 2003-12-27 |
Family
ID=9530633
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99120104/03A RU2220278C2 (ru) | 1998-09-21 | 1999-09-20 | Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6293341B1 (ru) |
| BR (1) | BR9904277A (ru) |
| CA (1) | CA2282875C (ru) |
| FR (1) | FR2783557B1 (ru) |
| GB (1) | GB2342109B (ru) |
| NO (1) | NO328233B1 (ru) |
| RU (1) | RU2220278C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (ru) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Система с переключающим клапаном и способ добычи газа |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR0108593A (pt) | 2000-02-22 | 2002-11-12 | Weatherford Lamb | Aparelho de elevação artificial com caracterìsticas de monitoração automatizada |
| US6595287B2 (en) * | 2000-10-06 | 2003-07-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Auto adjusting well control system and method |
| US6575244B2 (en) * | 2001-07-31 | 2003-06-10 | M-I L.L.C. | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole |
| MY129058A (en) | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| US6488092B1 (en) * | 2001-10-09 | 2002-12-03 | William N. Schoeffler | By-pass valve |
| US6883606B2 (en) | 2002-02-01 | 2005-04-26 | Scientific Microsystems, Inc. | Differential pressure controller |
| CA2424745C (en) * | 2003-04-09 | 2006-06-27 | Optimum Production Technologies Inc. | Apparatus and method for enhancing productivity of natural gas wells |
| CA2536496C (en) | 2003-09-04 | 2008-07-15 | Optimum Production Technologies Inc. | Positive pressure gas jacket for a natural gas pipeline |
| US20050092523A1 (en) * | 2003-10-30 | 2005-05-05 | Power Chokes, L.P. | Well pressure control system |
| US20050205261A1 (en) * | 2004-03-19 | 2005-09-22 | Andersen David B | System and method for remediating pipeline blockage |
| US7311153B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Flow-biased sequencing valve |
| BRPI0519164B1 (pt) * | 2004-12-21 | 2016-11-22 | Shell Int Research | método para controlar o fluxo de um fluido multifásico a partir de um poço e poço estendendo-se para dentro de uma formação de sub-superfície |
| US7490675B2 (en) * | 2005-07-13 | 2009-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for optimizing well production |
| FR2940346B1 (fr) * | 2008-12-22 | 2011-01-21 | Total Sa | Procede de chauffage d'un reservoir d'hydrocarbures |
| FR2942265B1 (fr) * | 2009-02-13 | 2011-04-22 | Total Sa | Procede de conduite d'installation de production d'hydrocarbures |
| DE102010022478A1 (de) | 2010-06-02 | 2011-12-08 | Egon Evertz Kg (Gmbh & Co.) | Absaugvorrichtung |
| UA104652C2 (ru) * | 2012-05-30 | 2014-02-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аозт Компания "Сатурн Дейта Интернешенл" | Способ управления плотностью песков разгрузки дешламатора |
| UA104653C2 (ru) * | 2012-05-30 | 2014-02-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аозт Компания "Сатурн Дейта Интернешенл" | Устройство для управления плотностью песков разгрузки дешламатора |
| CA2800443C (en) * | 2012-12-21 | 2019-12-31 | Imperial Oil Resources Limited | Systems and methods for pressure-cycled stimulation during gravity drainage operations |
| KR101454539B1 (ko) | 2013-03-28 | 2014-10-24 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트용 다중 압력조절장치 |
| FR3011874B1 (fr) | 2013-10-14 | 2015-11-06 | Total Sa | Installation de production d’hydrocarbures, procede de production et procede de mise a niveau |
| US11149506B2 (en) | 2014-05-19 | 2021-10-19 | Expro Americas, Llc | System for controlling wellbore pressure during pump shutdowns |
| WO2016181154A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Weatherford U.K. Limited | Gas lift method and apparatus |
| US10619462B2 (en) * | 2016-06-18 | 2020-04-14 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Compressor for gas lift operations, and method for injecting a compressible gas mixture |
| US10077642B2 (en) * | 2015-08-19 | 2018-09-18 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing gas injection |
| US11773700B2 (en) * | 2019-12-26 | 2023-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous optimization of single-well and multi-well gas lift |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5014789A (en) * | 1986-07-07 | 1991-05-14 | Neville Clarke | Method for startup of production in an oil well |
| US5172717A (en) * | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
| FR2672936B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Procede de controle du debit de production d'un puits petrolier. |
| GB2276675B (en) * | 1993-03-17 | 1996-01-03 | Robert Colin Pearson | Oilfield controls |
| EP0756065A1 (en) | 1995-07-24 | 1997-01-29 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
-
1998
- 1998-09-21 FR FR9811728A patent/FR2783557B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-09-17 US US09/398,462 patent/US6293341B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-20 CA CA002282875A patent/CA2282875C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-20 RU RU99120104/03A patent/RU2220278C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-09-20 GB GB9922053A patent/GB2342109B/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-09-21 NO NO19994586A patent/NO328233B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-09-21 BR BR9904277-0A patent/BR9904277A/pt not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (ru) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Система с переключающим клапаном и способ добычи газа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO328233B1 (no) | 2010-01-11 |
| US6293341B1 (en) | 2001-09-25 |
| CA2282875C (fr) | 2007-01-02 |
| GB2342109A (en) | 2000-04-05 |
| NO994586L (no) | 2000-03-22 |
| FR2783557B1 (fr) | 2000-10-20 |
| FR2783557A1 (fr) | 2000-03-24 |
| NO994586D0 (no) | 1999-09-21 |
| BR9904277A (pt) | 2001-04-17 |
| CA2282875A1 (fr) | 2000-03-21 |
| GB2342109B (en) | 2002-09-04 |
| GB9922053D0 (en) | 1999-11-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2220278C2 (ru) | Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа | |
| CN111512017B (zh) | 低压气举式人工举升系统及方法 | |
| CA2787510C (en) | Control valve assembly | |
| RU99120104A (ru) | Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа | |
| JP4172733B2 (ja) | 炭化水素生産プラントの運転方法 | |
| RU2649157C2 (ru) | Система и способ контроля и управления давлением природного газа внутри множества источников | |
| CA2988333C (en) | Apparatus and methods for operating gas lift wells | |
| CA2226289C (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
| US6142229A (en) | Method and system for producing fluids from low permeability formations | |
| CN109751016A (zh) | 排采控制方法、装置及排采系统 | |
| CA2714318A1 (en) | Control logic method and system for optimizing natural gas production | |
| CA2692972C (en) | Method for controlling a hydrocarbons production installation | |
| WO2022212320A1 (en) | Gas lift system and method | |
| KR100841702B1 (ko) | 수돗물 공급용 감압밸브의 압력제어방법 | |
| RU2674042C1 (ru) | Насосно-эжекторная установка для эксплуатации скважин | |
| RU2679174C1 (ru) | Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин | |
| KR100841701B1 (ko) | 수돗물 공급용 감압밸브의 압력제어장치 | |
| CN219867467U (zh) | 一种用于降低主变压器冷却水管路振动的阀门控制结构 | |
| RU2052080C1 (ru) | Установка для периодической эксплуатации газлифтной скважины | |
| RU1779798C (ru) | Способ подачи жидкости из скважины газлифтом | |
| KR960001639B1 (ko) | 유체(流體)공급장치 | |
| KR19990061852A (ko) | 드럼내의 수위변동을 최소화한 그을음 제거장치 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040921 |