High GOR on packer ESP wells

[1shablon]

What methods do you use against high gas/oil ratio (GOR) on wells with a packer? Gas builds up under the packer and the ESP loses prime. We cannot fully bleed the gas off.

Original topic

Какие способы борьбы используют с высоким газовым фактором на скважинах, оборудованных пакером. Копит газ под пакером, срывает подачу. Полностью стравить газ не получаетмя

[ALEngineer]

If there is nothing under the packer now, then in my view - nothing much.

CIS practice: valves on the tubing under the packer. On excess annulus pressure (the production / geology engineer runs the calc, and you order the valve from that) it bleeds gas into the tubing.

Outside CIS: a Y-tool (ESP bypass tool). When the ESP (or SRP) is shut down, the same kind of valve opens and bleeds gas into the tubing.

In theory, from well-completion class, there are surface-controlled valves, but I have not seen those in practice here or abroad.

Original reply

Если сейчас под пакером ни чего не стоит, то как по мне, так ни каких. Из отечественного под пакер ставят клапана на НКТ, при избыточном давлении в затрубе (технолог или геолог делает расчет, исходя из этого расчета заказывают клапан), он травит газ в трубное пространство. Из импортного Y-tool, при остановке УЭЦН (ШГН) открывается все тот же клапан и травит газ в трубы. На теории, из курса заканчивания скважин, есть управляемые клапана с поверхности, но такие на практике не видел ни у нас ни за рубежом...

[qwerty]

Controlled bypass. Plenty of people make Y-tools now. No options other than a workover.

Original reply

Управляемый байпас. Ю-тул много сейчас кто делает. Кроме ПРС вариантов нет

[reliy0505@gmail.com]

There is no silver bullet, and it gets harder if the gap between packer and pump is minimal. We used a gas-vent tube - it works, but it can hydrate or plug with organic deposits (paraffin / asphaltene). We also used gas separator-dispersers - no result.

On top of that, the well itself changes when you set a packer: bottomhole pressure rises, productivity drops, so rate drops. We technologists pick a regime, flush, hunt for a way to get the pump on prime - and the reason is banal: no fluid level over the ESP, because well productivity fell.

Original reply

панацеи нет, задача усложняется если между пакером и насосом минимальное расстояние. использовали газоотводную трубку, эффективна, но может гидратиться или забиться аспо. так же использовали газосепараторы-диспергаторы - результата не был.
кроме того сложности вызывают отклонения работы скважины при установке пакера. т.е. при установке пакера забойное давление увеличивается, продуктивность скважины снижается, результатом этого служит снижение дебита скважины. а мы технологи подбираем режим работы, промываемся, ищем способы вывести насос на подачу. а причина банальна и проста - отсутствие уровня над УЭЦН, из за снижения производительности скважины

[lesovik]

Would a Novomet MFON (downhole gas handler / multiphase gas-handling pump) help? Has anyone run into that?

Original reply

А МФОН не поможет? Может сталкивался кто?

[ALEngineer]

It can pump up to about 75% free gas. In this case gas toward 100% is normal

Original reply

Он до 75% свободного газа может прокачать, в конкретном случае, газ до 100% это нормально