GAS WELL OPERATING METHOD

• Main Authors: Chernoivanov Dmitrij Valerevich, Belogubets Fedor Aleksandrovich, Chernichenko Vladimir Viktorovich, Gritsenko Vladimir Dmitrievich, Shevtsov Aleksandr Petrovich, Lachugin Ivan Georgievich
• Format: Patent
• Language: English; Russian
• Published: 23.04.2018
• Subjects: EARTH DRILLING; EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; FIXED CONSTRUCTIONS; MINING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR ASLURRY OF MINERALS FROM WELLS

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas production industry, in particular to the operation of gas wells at the final stage of development, in which the gas flow rate is not sufficient to carry liquid from the bottom hole. Method is based on placing an additional central tubing string of smaller diameter in the main tubing of a gas well with the formation of an drill-string-casing annulus between two tubing strings. Gas is withdrawn simultaneously along the central tubing string and the drill-string-casing annulus. Gas is withdrawn from the central tubing string with a flow rate that exceeds the flow rate required to carry the liquid out. Gas flow rate through the annular space is set so that it does not exceed values of the work production rate. Flow meter is installed in the flow path from the central tubing string. In the flow path from the annular space, an automatic gas flow control valve is installed. Flows are combined into a combined flow line and point at the automatic gas flow control valve and to the flow meter. Electrical signals from the flow meter of the central tubing string flow and the flow meter of the combined flow are directed to the controllers of the automatic control complex. With the help of this complex, the obtained data are analyzed and instructions on automatic gas flow control valves are given to change their opening degree. This ensures the maintenance of the required flow rate along the central tubing string and the given total production rate of the well. Total flow rate of the well is controlled by an automatic control valve, which is installed along the combined flow line. This provides the possibility of autonomous automatic control of the total production rate of the well, regardless of the production control through the central tubing string. In a variant of the method, the gas is withdrawn from the central tubing string with a flow rate exceeding by 5-15 % of the flow rate required to carry the liquid out of it.EFFECT: ensuring continuous removal of liquid from the gas well bores in order to eliminate the conditions for their self-pressing.1 cl, 1 dwg Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Технический результат - обеспечение непрерывного удаления жидкости из стволов газовых скважин для устранения условий их самозадавливания. Способ основан на размещении внутри основной лифтовой колонны газовой скважины дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра с образованием межколонного кольцевого пространства между двумя лифтовыми колоннами. Отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и межколонному кольцевому пространству. Отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости. Дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство. На пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Потоки объединяют в линию комбинированного потока и направляют на автоматический регулирующий клапан расхода газа и на расходомерное устройство. Электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса. С помощью этого комплекса анализируют полученные данные и подают команды на автоматические регулирующие клапаны расхода газа для изменения их степени открытия. Этим обеспечивают поддержание требуемого дебита по центральной лифтовой колонне и заданного суммарного дебита скважины. Регулирование суммарного дебита скважины осуществляют при помощи автоматического регулирующего клапана, который устанавливают по линии комбинированного потока. Этим обеспечивают возможность автономного автоматического регулирования суммарного дебита скважины вне зависимости от регулирования дебита по центральной лифтовой колонне. В варианте способа отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, превышающим на 5-15% дебит, необходимый для выноса жидкости из нее. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.