CN113356798B - 一种气动泵气举采油方法 - Google Patents
一种气动泵气举采油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113356798B CN113356798B CN202110620537.8A CN202110620537A CN113356798B CN 113356798 B CN113356798 B CN 113356798B CN 202110620537 A CN202110620537 A CN 202110620537A CN 113356798 B CN113356798 B CN 113356798B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- pneumatic pump
- oil
- production
- pipeline
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 102
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 117
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 111
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 52
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 26
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 26
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 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
- 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
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
- F04B47/08—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth the motors being actuated by fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
本申请公开了一种气动泵气举采油方法，属于石油开采领域。该方法包括以下步骤：(1)连接井口机构总成及井下机构总成；(2)通过所述进气管线输入高压气体，使所述高压气体经过所述生产油管进入所述气动泵，驱动所述气动泵工作，所述气动泵将油层内的液体通过所述出油管泵入所述生产油管内，所述气动泵排放的气体通过所述出气管进入所述生产油管内作为气举气体，形成气液混合流体；(3)所述气液混合流体经所述采出管线排出油井。该方法采油量高，举深可达3000米以上，大幅度提高了采油效率，且以气动泵的动力气体作为气举气体，大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。
Description
技术领域
本申请涉及一种气动泵气举采油方法，属于石油开采领域。
背景技术
注气法和气举法是两种常见的采油方法。注气法是为提高油田采收率，将气体(包括天然气、二氧化碳、氮气和空气等)通过注入井注入到储层中，以补充和保持储层能量的方法。气举法是指当地层能量不能将液体举升到地面或满足不了产量要求时，人为地把高压气体(天然气、氮气、二氧化碳)注入井内，依靠气体降低举升管中的流压梯度(气液混合物密度)，并利用其能量举升液体的人工举升方法。
目前气举采油技术对注入井内气体的能量运用不充分，举升效率低，生产费用高。
发明内容
为了解决上述问题，本申请提出了一种气动泵气举采油方法。该方法采油量高，举深可达3000米以上，大幅度提高了采油效率，且以气动泵的动力气体作为气举气体，大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。
根据本申请的一个方面，提供了一种气动泵气举采油方法，其包括以下步骤：
(1)连接井口机构总成及井下机构总成，其中所述井口机构总成包括用于输入高压气体的进气管线和用于输出采出流体的采出管线，
所述井下机构总成包括与所述采出管线连通的生产油管，所述生产油管内设有与所述进气管线连通的连续油管，所述连续油管下方连接有气动泵，所述气动泵设置有分别连通所述生产油管的出油管和出气管；
(2)通过所述进气管线输入高压气体，使所述高压气体经过所述生产油管进入所述气动泵，驱动所述气动泵工作，所述气动泵将油层内的液体通过所述出油管泵入所述生产油管内，所述气动泵排放的气体通过所述出气管进入所述生产油管内作为气举气体，形成气液混合流体；所述气液混合流体经所述采出管线排出油井。
可选地，所述高压气体的注气流量为8000～17000m3/天；和/或
所述高压气体的注气压力为10MPa～30MPa；和/或
所述高压气体的温度为50～150℃。
可选地，步骤(1)中，首先下放所述生产油管至套管的预定位置处，所述生产油管的下放速度不超过20m/min，下到距离预定位置100～200m时，所述生产油管的下放速度不超过10m/min。通过控制生产油管的下放速度，可以防止在下放的过程中引起套管及生产油管变形，从而可以提高采油系统的稳定性，有助于稳定生产。
可选地，所述井口机构总成还包括高压制氮机组，所述高压制氮机组包括依次连接的制氮单元和压缩单元，所述制氮单元用于制备高纯氮气，所述压缩单元用于将所述高纯氮气压缩得到高压氮气，所述进气管线与所述压缩单元的出口连通，所述制氮单元与所述压缩单元之间设置有第一阀门。
可选地，所述采出管线上设置气液分离罐，所述气液分离罐通过第一管线与所述压缩单元的入口连通，所述气液分离罐通过第二管线与储罐连通，所述第一管线设置有排气口及用于开关所述排气口的第二阀门。
可选地，所述采出管线上设置有氮气检测仪；
可选地，步骤(2)中，通过所述进气管线输入高压气体主要分为以下几个阶段：
S1：在第0～2h内，所述注气压力的上升速度为1.5～2.5MPa/h，所述注气流量为8000～10000m3/天；在第2h后，调整所述注气压力，使所述注气压力的上升速度为3～5MPa/h，所述注气流量为8000～10000m3/天，直至所述采出管线检测到气液混合流体；通过控制适当的注气压力计注气流量，从而避免出现过高的回压，保证油井的采油量，降低生产成本，同时有利于安全生产。
S2：所述采出管线检测到所述气液混合流体后，调整所述注气流量至10000～14000m3/天，并维持12～18h；该条件下可以使采油装置逐渐趋于稳定，有利于后续的稳定生产，保证采油量及采油效率。
S3：调整所述注气流量至14000～17000m3/天，油井进入稳定生产阶段。该注气流量下，使气动泵泵出的液体与气动泵排出的气体混合后得到密度适中的气液混合流体，使该气液混合流体易于从油井中排出，从而提高了采油效率。
可选地，所述气动泵为气动活塞泵。
可选地，所述出油管开口和所述出气管开口向上，所述出油管开口高于所述出气管开口。
可选地，所述出气管上设置有单向阀。
可选地，所述气动泵和所述生产油管之间设置有封隔器。
本申请能产生的有益效果包括但不限于：
1.本申请所提供的气动泵气举采油方法，采油量高，举深可达3000米以上，大幅度提高了采油效率，且以气动泵的动力气体作为气举气体，大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。
2.本申请所提供的气动泵气举采油方法，通过设置进气管线与连续油管连通，连续油管下方连接气动泵，气动泵的出气管与生产油管连通，使高压气体作为气动泵的工作动力的同时，作为气举气体与气动泵泵出的液体混合，形成气液混合流体，从而大大降低了井内混合流体的密度，提升了井内流体的举升能力，使井内流体更易被采出；此外，高压气体的压力通过进气管进入生产油管后转化为流体上行的动力，使井内流体被举升直至排出生产油井，因此大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。通过设置生产油管设置在套管内部，生产油管与套管之间形成油套环空，有效防止地层坍塌破坏生产油管，同时为生产油管可能发生的形变预留空间。
3.本申请所提供的气动泵气举采油方法，通过控制高压气体的注气流量、注气压力及注气温度，从而保证气动泵泵出的液体量适中，同时出气管中排出的气体与液体混合，能够大幅降低气液混合流体的密度，能够从油井中顺利采出；同时能够保证气液混合流体中的含液量，提高采油率。
4.本申请所提供的气动泵气举采油方法，通过设置高压制氮单元，可以在生产现场制备高压氮气，因此可以根据生产需求调节注气压力及注气纯度，提高生产的灵活度，以氮气作为气举气体，可以保证生产的安全性；此外，通过设置第一阀门，可以灵活调控注气流量。
5.本申请所提供的气动泵气举采油方法，通过设置气液分离罐，从而使采出的气液混合物有效分离后，液体经第二管线进入储罐，气体经第一管线直接进入压缩单元，经压缩单元压缩后重新经过第一管线进入连续油管内，从而实现氮气的循环利用，大大降低了氮气的用量，节约了生产费用。通过设置排气口，当采出管线的气体中的氮气含量过低时，可以将气体排出系统，重新通过制氮单元制备高纯氮气，从而有效保证了生产效率。
6.本申请所提供的气动泵气举采油方法，通过设置出油管开口和出气管开口向上，从而使气动泵泵出的液体及出气管排出的气体排出至气动泵上方，从而减少了气液混合流体上行的阻力，使气液混合流体顺利上行；通过设置出油管开口高于出气管开口，从而使气动泵泵出的液体与高压气体充分混合，避免出现混合死角。
4.本申请所提供的气动泵气举采油装置，通过设置封隔器，从而便于气动泵泵出液体，同时防止气动泵上方的气液混合流体返流。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1为本申请实施例涉及的气动泵气举采油装置示意图。
具体实施方式
为了更清楚的阐释本申请的整体构思，下面结合说明书附图以示例的方式进行详细说明。
为了能够更清楚地理解本申请的上述目的、特征和优点，下面结合附图和具体实施方式对本申请进行进一步的详细描述。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本申请，但是，本申请还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，本申请的保护范围并不受下面公开的具体实施例的限制。
另外，在本申请的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多该特征。在本申请的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
在本申请中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接，还可以是通信；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
在本申请中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征“上”或“下”可以是第一和第二特征直接接触，或第一和第二特征通过中间媒介间接接触。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不是必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
实施例1
本申请的实施例1公开了一种气动泵气举采油装置，其包括：井口机构总成和井下机构总成。其中，井口机构总成包括用于输入高压气体的进气管线1和用于输出采出流体的采出管线2；井下机构总成包括与采出管线2连通的生产油管3，生产油管3设置在油井内的套管4内部，生产油管3内设有与进气管线1连通的连续油管5，连续油管5下方连接有气动泵6，气动泵6设置有分别连通生产油管3的出油管7和出气管8；高压气体经进气管线1进入连续油管5，继续进入气动泵6后，经出气管8排出至生产油管3。
通过设置气动泵6，使高压气体作为气动泵6的动力，大大减少了用电量；通过设置进气管线1与连续油管5连通，连续油管5下方连接气动泵6，气动泵6的出气管8与生产油管3连通，使高压气体作为气动泵6的工作动力的同时，作为气举气体与气动泵6泵出的液体混合，形成气液混合流体，从而大大降低了井内混合流体的密度，提升了井内流体的举升能力，使井内流体更易被采出；此外，高压气体的压力通过进气管进入生产油管3后转化为流体上行的动力，使井内流体被举升直至排出生产油井，因此大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。通过设置生产油管3设置在套管4内部，生产油管3与套管4之间形成油套环空，有效防止地层坍塌破坏生产油管3，同时为生产油管3可能发生的形变预留空间。
具体的，高压气体可以为天然气、空气、氮气或二氧化碳等。优选，高压气体为高压氮气，高压氮气不仅可以与气动泵6泵出的液体混合的更加均匀，而且可以保证生产过程中的安全性。
作为一种实施方式，出油管7开口和出气管8开口向上，出油管7开口高于出气管8开口。通过设置出油管7开口和出气管8开口向上，从而使气动泵6泵出的液体及出气管8排出的气体排出至气动泵6上方，从而减少了气液混合流体上行的阻力，使气液混合流体顺利上行；通过设置出油管7开口高于出气管8开口，从而使气动泵6泵出的液体与高压气体充分混合，避免出现混合死角。
作为一种实施方式，气动泵6底端安装有防护罩，防护罩设置有开口，开口安装有防砂筛管。通过设置防护罩和防砂筛管，从而防止液体中携带的砂石等杂质进入气动泵6，缩短了气动泵6的维保时间，延长了气动泵6的使用寿命。
优选的，为了提升高粘度液体的泵出量，气动泵6为气动活塞泵。
作为一种实施方式，为了保护气动泵6，防止生产油管3内的流体回流进入气动泵6，出气管8上设置有单向阀9。
作为一种实施方式，气动泵6和生产油管3之间设置有封隔器10。通过设置封隔器10，从而便于气动泵6泵出液体，同时防止气动泵6上方的气液混合流体返流。
具体的，本实施例对封隔器10的类型不做具体限定，本实施例中的封隔器10采用的是卡瓦封隔器。
作为一种实施方式，采油装置还包括高压制氮机组，高压制氮机组包括依次连接的制氮单元11和压缩单元12，制氮单元11用于制备高纯氮气，压缩单元12用于将高纯氮气压缩得到高压氮气，进气管线1与压缩单元12的出口连通，制氮单元11与压缩单元12之间设置有第一阀门13。通过设置高压制氮单元11，可以在生产现场制备高压氮气，因此可以根据生产需求调节注气压力及注气纯度，提高生产的灵活度，以氮气作为气举气体，可以保证生产的安全性；此外，通过设置第一阀门13，可以灵活调控注气流量。
作为一种实施方式，采出管线2上设置气液分离罐14，气液分离罐14通过第一管线15与压缩单元12的入口连通，气液分离罐14通过第二管线16与储罐17连通，第一管线15设置有排气口18及用于开关排气口18的第二阀门19。通过设置气液分离罐14，从而使采出的气液混合物有效分离后，液体经第二管线16进入储罐17，气体经第一管线15直接进入压缩单元12，经压缩单元12压缩后重新经过第一管线15进入连续油管5内，从而实现氮气的循环利用，大大降低了氮气的用量，节约了生产费用。通过设置排气口18，当采出管线2的气体中的氮气含量过低时，可以将气体排出系统，重新通过制氮单元11制备高纯氮气，从而有效保证了生产效率。
具体的，排气口18处可设置有点火头，用于点燃从氮气携带的少量可燃气体，避免环境污染。
作为一种实施方式，采出管线2上设置有氮气检测仪。通过设置氮气检测仪，便于检测采出管线2上的氮气含量，从而根据氮气含量及时通过制氮单元11补充氮气。
作为一种实施方式，为了防止套管4与生产油管3之间的套压过高，影响油井产量，影响油井的正常生产，套管4顶端安装有放气阀20。
实施例2
本申请的实施例2提供了一种气动泵气举采油方法，该方法使用实施例1中的气动泵气举采油装置实现，包括以下步骤：
(1)首先下放生产油管3至套管4的预定位置处，生产油管3的下放速度不超过20m/min，下到距离预定位置100～200m时，所述生产油管3的下放速度不超过10m/min；将连接封隔器10及气动泵6的连续油管5下放到生产油管3的预定位置处，使封隔器10座封生产油管3；连接进气管线1与连续油管5，并连接采出管线2与生产油管3；
(2)打开第一阀门13，关闭第二阀门19，启动高压制氮机组，使气体经过制氮单元11和压缩单元12后，得到温度为50～150℃的高压氮气；在第0～2h内，注气压力的上升速度为1.5～2.5MPa/h，注气流量为8000～10000m3/天；在第2h后，调整注气压力，使注气压力的上升速度为3～5MPa/h，注气流量为8000～10000m3/天，直至采出管线2检测到气液混合流体；当采出管线2检测到气液混合流体后，调整注气流量至10000～14000m3/天，并维持12～18h；继续调整注气流量至14000～17000m3/天，油井进入稳定生产阶段；在该过程中，采出的气液混合流体在气液分离罐14内分离后，得到的液体经第二管线16进入储罐17，得到的氮气继续经过第一管线15进入压缩单元12压缩后循环使用；
(3)油井进入稳定生产阶段后，关闭第一阀门13及制氮单元11，采出的气液混合流体在气液分离罐14内分离后，得到的液体经第二管线16进入储罐17内，得到的氮气经第一管线15进入压缩单元12继续压缩后循环使用；当采油量低于稳定生产阶段中的采油量峰值的80％时，打开第一阀门13及制氮单元11，补充氮气；
(4)采油结束后，关闭制氮单元11及压缩单元12，打开第二阀门19，排出废气的气体；拆除连接有封隔器10及气动泵6的连续油管5，并拆除生产油管3。
使用该采油方法对胜利油田某油井进行气举采油，单井采油量可达20t/d以上，最高可达100t/d，举深可达3000米以上，大幅度提高了采油效率；且以气动泵的动力气体作为气举气体，大大提升了高压气体中能量的利用效率，降低了生产成本。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (9)
1.一种气动泵气举采油方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)连接井口机构总成及井下机构总成，其中所述井口机构总成包括用于输入高压气体的进气管线和用于输出采出流体的采出管线，
所述井下机构总成包括与所述采出管线连通的生产油管，所述生产油管内设有与所述进气管线连通的连续油管，所述连续油管下方连接有气动泵，所述气动泵设置有分别连通所述生产油管的出油管和出气管，所述出油管开口和所述出气管开口向上，所述出油管开口高于所述出气管开口；
(2)通过所述进气管线输入高压气体，使所述高压气体经过所述生产油管进入所述气动泵，驱动所述气动泵工作，所述气动泵将油层内的液体通过所述出油管泵入所述生产油管内，所述气动泵排放的气体通过所述出气管进入所述生产油管内作为气举气体，形成气液混合流体；所述气液混合流体经所述采出管线排出油井。
2.根据权利要求1所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述高压气体的注气流量为8000～17000m3/天；和/或
所述高压气体的注气压力为10MPa～30MPa；和/或
所述高压气体的温度为50～150℃。
3.根据权利要求1所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，步骤(1)中，首先下放所述生产油管至套管的预定位置处，所述生产油管的下放速度不超过20m/min，下到距离预定位置100～200m时，所述生产油管的下放速度不超过10m/min。
4.根据权利要求1至3任一项所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述井口机构总成还包括高压制氮机组，所述高压制氮机组包括依次连接的制氮单元和压缩单元，所述制氮单元用于制备高纯氮气，所述压缩单元用于将所述高纯氮气压缩得到高压氮气，所述进气管线与所述压缩单元的出口连通，所述制氮单元与所述压缩单元之间设置有第一阀门。
5.根据权利要求4所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述采出管线上设置气液分离罐，所述气液分离罐通过第一管线与所述压缩单元的入口连通，所述气液分离罐通过第二管线与储罐连通，所述第一管线设置有排气口及用于开关所述排气口的第二阀门。
6.根据权利要求5所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述采出管线上设置有氮气检测仪。
7.根据权利要求1至3任一项所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述气动泵为气动活塞泵。
8.根据权利要求1至3任一项所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述出气管上设置有单向阀。
9.根据权利要求1至3任一项所述的气动泵气举采油方法，其特征在于，所述气动泵和所述生产油管之间设置有封隔器。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110620537.8A CN113356798B (zh) | 2021-06-03 | 2021-06-03 | 一种气动泵气举采油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110620537.8A CN113356798B (zh) | 2021-06-03 | 2021-06-03 | 一种气动泵气举采油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113356798A CN113356798A (zh) | 2021-09-07 |
| CN113356798B true CN113356798B (zh) | 2023-05-12 |
Family
ID=77531809
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110620537.8A Active CN113356798B (zh) | 2021-06-03 | 2021-06-03 | 一种气动泵气举采油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113356798B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114165200A (zh) * | 2021-11-09 | 2022-03-11 | 昌黎县迪艾沃石油开采技术开发有限公司 | 井下注气方法 |
| CN114183099A (zh) * | 2022-02-15 | 2022-03-15 | 东营云起石油科技有限公司 | 一种负压举升井筒液体作业方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1648406A (zh) * | 2004-12-22 | 2005-08-03 | 西南石油学院 | 地面注气增压采油和排液采气装置及方法 |
| CN1648404A (zh) * | 2004-12-22 | 2005-08-03 | 西南石油学院 | 井下气体自动增压采油和排液采气装置及方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2010014488A (es) * | 2010-12-21 | 2012-01-04 | Enx Compressors S A De C V | Sistema integral de levantamiento artificial de producción de hidrocarburos para pozos petroleros mediante bombeo neumático con gas natural abastecido autónomamente por los pozos petroleros. |
| CN104329069B (zh) * | 2014-10-21 | 2017-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 火驱采油系统 |
| CN110761743A (zh) * | 2018-07-27 | 2020-02-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油掺稀气举工艺管柱及实施方法 |
| CN209195388U (zh) * | 2018-08-27 | 2019-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 举升管柱及管柱系统 |
| CN209742864U (zh) * | 2018-12-24 | 2019-12-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气举生产管柱 |
| US11434732B2 (en) * | 2019-01-16 | 2022-09-06 | Excelerate Energy Limited Partnership | Floating gas lift method |
-
2021
- 2021-06-03 CN CN202110620537.8A patent/CN113356798B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1648406A (zh) * | 2004-12-22 | 2005-08-03 | 西南石油学院 | 地面注气增压采油和排液采气装置及方法 |
| CN1648404A (zh) * | 2004-12-22 | 2005-08-03 | 西南石油学院 | 井下气体自动增压采油和排液采气装置及方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 李月爱.注氮气采油井筒腐蚀评价与治理对策讨论.《油气藏评价与开发》.2020,第第10卷卷(第第10卷期),116-120. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113356798A (zh) | 2021-09-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113356798B (zh) | 一种气动泵气举采油方法 | |
| US10883350B2 (en) | Device and method for water drainage and gas production by pressure control and gas lift | |
| US11613972B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| WO2017190484A1 (zh) | 双管负压排水采气设备 | |
| CN215485964U (zh) | 一种气动泵气举采油装置 | |
| CN1648405A (zh) | 注空气增压采油和排液采气装置及方法 | |
| CN207660591U (zh) | 一种新型煤层气井气举装置 | |
| CN104806211B (zh) | 一种接替压气采油装置及方法 | |
| CN112855085A (zh) | 一种适用于海上低产井的潜油直驱螺杆泵加气举复合举升工艺 | |
| CN201620826U (zh) | 底水油藏油水分采管柱 | |
| CN208966249U (zh) | 一种紧凑型同轴双管注采井口装置 | |
| CN208456567U (zh) | 一种同心小油管气举工作筒及其气举装置 | |
| CN107355203B (zh) | 煤层气井闭式间歇气举排水工艺 | |
| CN204532295U (zh) | 一种接替压气采油装置 | |
| CN103470233B (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
| CN206554888U (zh) | 油管内单管柱正循环喷射泵机组采油装置 | |
| CN115977588A (zh) | 一种高含气井举升管柱 | |
| CN111188758A (zh) | 防气锁油气混抽泵及管柱 | |
| CN206554887U (zh) | 油管内单管柱反循环喷射泵采油装置 | |
| CN203783533U (zh) | 一种水力潜油泵采油系统 | |
| CN103306641A (zh) | 天然气吞吐及气举生产一体化管柱 | |
| CN207686699U (zh) | 油井掺稀降粘混配装置及采油系统 | |
| CN112832724A (zh) | 一种智能控制井筒压力的排采一体化管柱及其使用方法 | |
| RU169737U1 (ru) | Комплексная погружная бесштанговая электронасосная установка для закачки воды в продуктивный пласт | |
| CN113137210A (zh) | 一种气井无油管空心抽油泵全生命周期排液采气装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20230831 Address after: 257000 Shengli Industrial Park, Dongying City, Shandong Province (south of No. 4 road and west of No. 9 road of Shengyuan sub district office) Patentee after: SHANDONG DESHI PETROLEUM EQUIPMENT Co.,Ltd. Address before: 257000 building 18, college student Pioneer Park, Zoucheng Road, Dongying District, Dongying City, Shandong Province Patentee before: Deshi Energy Technology Group Co.,Ltd. Patentee before: SHANDONG DESHI PETROLEUM EQUIPMENT Co.,Ltd. Patentee before: SHANDONG DESHI CHEMICAL Co.,Ltd. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |