EA015024B1 - Способ и устройство для извлечения жидкости из газовой скважины - Google Patents
Способ и устройство для извлечения жидкости из газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA015024B1 EA015024B1 EA200900508A EA200900508A EA015024B1 EA 015024 B1 EA015024 B1 EA 015024B1 EA 200900508 A EA200900508 A EA 200900508A EA 200900508 A EA200900508 A EA 200900508A EA 015024 B1 EA015024 B1 EA 015024B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- plunger
- column
- lift system
- gas
- limiting means
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 62
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims abstract description 94
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 241000417893 Kania Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- -1 propylene, ethylene Chemical group 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/13—Lifting well fluids specially adapted to dewatering of wells of gas producing reservoirs, e.g. methane producing coal beds
-
- 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
- F04B47/12—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having free plunger lifting the fluid to the surface
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
В изобретении описан способ извлечения жидкости из газовой скважины с лифтовой колонной, имеющей сужение, введенное в верхнюю ее часть, причем в лифтовую колонну установлена плунжерная лифтовая система, содержащая верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство, плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами, и обратный клапан, установленный у верхнего ограничительного средства или над ним и способный пропускать флюид вверх.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и системе удаления жидкости из газовых скважин.
Большинство газовых скважин за время их эксплуатации дают также жидкости. Жидкости могут оказаться в газовых скважинах в результате конденсации, происходящей, когда давление коллектора недостаточно для того, чтобы некоторые компоненты оставались в газообразном состоянии; такие компоненты известны как конденсируемые, и в них входят вода, пропан, бутан, пентан, пропилен, этилен и ацетилен. Другим источником жидкостей в газовых скважинах может быть вода, проникающая в газоносный пласт из водоносных слоев или других водосодержащих зон.
Газовые скважины, выдающие жидкости, подвержены скоплению жидкости, причем столб ее образуется у забоя скважины. Скопление жидкости происходит в случае, когда скорость потока добываемого газа недостаточна, чтобы естественным путем доставлять жидкость к поверхности. Жидкости обычно переносятся к поверхности как в виде захваченных капель, так и в виде жидкостной пленки по внутренней поверхности лифтовой колонны. Однако по мере уменьшения со временем давления газа в коллекторе скорость потока газа также падает. Если скорость потока газа падает ниже минимальной величины, при которой жидкости могут быть доставлены из конкретной скважины газовым потоком, то есть ниже критической скорости, происходит обратное падение жидкости и начинается ее накопление. Хотя газ еще некоторое время может проходит через столб жидкости в виде пузырьков или пробок, в конечном счете достигается гидростатическое равновесие между давлением коллектора и обратным давлением, создаваемым накопившимся столбом жидкости. В этот момент скважина становится мертвой, то есть не вырабатывает газ, хотя соответствующие запасы еще остаются. Поэтому необходимо удалять жидкость, чтобы сохранить добычу газа.
Газовые скважины, подверженные скоплению жидкостей, могут быть скважинами низкого давления, жидкость в которых может начать скапливаться, как только начнется добыча. Альтернативно подверженные скоплению жидкости газовые скважины могут быть истощенными скважинами, в которых скорость потока газа была первоначально достаточной для подъема жидкости к поверхности естественным образом, но затем добыча газа из такой скважины привела к снижению давления коллектора до такой степени, что началось скопление жидкости.
Широко используемым способом откачки жидкости из газовых скважин является плунжерный подъем. Плунжерный подъем - это циклическая операция, в которой плунжер (то есть поршень) перемещается возвратно-поступательно между двумя разнесенными в продольном направлении положениями в лифтовой колонне, обычно между нижним концом лифтовой колонны и местоположением непосредственно под, возле или непосредственно над устьевым оборудованием. Как правило, плунжер движется от нижнего конца лифтовой колонны к устью скважины под давлением газа, скапливающегося в скважине под плунжером. Газ может накапливаться в скважине естественным путем или его могут накачивать с поверхности. При движении плунжера к устью скважины он поднимает столб жидкости, скопившейся над ним. Эту жидкость затем у устья скважины удаляют, например, через отводные трубы. Обычно скважину останавливают (то есть добычу прекращают), тем самым предоставляя возможность встроенной системе и плунжеру падать вдоль лифтовой колонны под действием силы тяжести. Когда плунжер достигает столба жидкости, скопившейся у нижнего конца лифтовой колонны, жидкость обтекает плунжер по кольцевому промежутку между плунжером и внутренней поверхностью лифтовой колонны и (или) через продольный канал, проходящий сквозь плунжер, и накапливается над плунжером. Скважину затем переводят в режим добычи, и давление, возрастающее под плунжером, поднимает плунжер и столб жидкости к устью скважины. Кольцевой промежуток между плунжером и внутренней поверхностью лифтовой колонны таков, что, хотя допускается перетекание жидкости, когда плунжер падает через столб жидкости, при подъеме плунжера существует достаточная турбулентность газа в этом кольцевом промежутке, чтобы создать гидравлический затвор, предотвращающий, по меньшей мере, в некоторой степени обратное падение жидкости, находящейся над плунжером.
В плунжерных лифтовых системах могут быть использованы различные типы плунжеров. Например, состоящие из двух частей плунжеры содержат два элемента, которые, будучи соединены друг с другом, способны выполнять подъем жидкостей. Эти два элемента плунжера могут независимо падать сквозь поднимающийся газовый поток или многофазный поток жидкости и газа, не оказывая существенной помехи для движения потока вверх. Поэтому состоящий из двух частей плунжер может находиться в газовой скважине, когда ведется добыча, что уменьшает время, в течение которого скважина должна быть остановлена, или устраняет необходимость в остановке скважины. Это может в значительной степени ускорить циклы плунжерного подъема.
Возможны также различные другие способы извлечения жидкости из газовых скважин, однако всем им присущи свои недостатки.
Например, уменьшение размера лифтовой колонны и тем самым уменьшение площади поперечного сечения потока может увеличить скорость потока газа в данной газовой скважине. Однако замена колонны это дорогая операция, а по мере снижения со временем давления газа может потребоваться повторное уменьшение сечения колонны.
Для извлечения жидкостей из газовых скважин возможно также применение различных скважинных откачных устройств, однако это требует расхода энергии и использования для работы дорогого обо
- 1 015024 рудования. Кроме того, насосы легко повреждаются твердыми включениями, такими как песок, который может присутствовать в газовой скважине. Такие скважинные откачные устройства испытывают также проблемы, связанные с попутным газом, создающим помехи для откачки жидкостей.
Альтернативно в газовую скважину могут быть введены поверхностно-активные вещества или смесь поверхностно-активных веществ, которые уменьшают поверхностное натяжение жидкости, так что пена может быть поднята при более низкой критической скорости, чем скорость, требуемая при откачке не вспененной жидкости. Однако, хотя применение поверхностно-активных веществ полезно в обезвоженных газовых скважинах, жидкие углеводороды недостаточно хорошо вспениваются, и добываемая жидкость может требовать постоянного перемешивания для поддержания пенообразования. К недостаткам введения поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ в газовую скважину относятся стоимость химикатов и возможные технические проблемы, связанные с использованием этих химикатов. Кроме того, установка постоянного оборудования для введения химикатов может быть дорога и технически затруднительна. Более того дозированное воздействие (вброс поверхностноактивных веществ в скважину) добавляется к гидростатическому столбу жидкости, что приводит к ограничению временного окна, в течение которого воздействие эффективно.
Плунжерные лифтовые системы предпочтительнее, так как они могут работать без подачи энергии, и их установка относительно дешева. Кроме того существуют способы, позволяющие определить до установки, будет ли работать плунжерный лифт в данной скважине. К тому же, если, например, по некоторым причинам плунжерная лифтовая система не сможет работать, то ее можно относительно легко удалить из скважины, например, использовав вспомогательный талевый канат.
В каждом из патентов И8 2676547 и 2160291 описаны устройства подъема нефти или другого флюида из скважин. Устройства содержат два плунжера, каждый из которых переносит свою нагрузку только на части скважины. В патенте И8 7080692 раскрыто плунжерное лифтовое устройство, которое устанавливают в скважине между верхним и нижним плунжерами.
Существующие лифтовые системы все же обладают по меньшей мере одним недостатком, так как плунжер должен быть способен перемещаться между нижним и верхним ограничительными средствами, лифтовая колонна, которую опускают в скважину, не должна иметь каких-либо сужений, могущих помешать такому перемещению. Следовательно, некоторые из существующих лифтовых систем не могут быть использованы в газовой скважине, в которой лифтовая колонна имеет такие сужения. Эти сужения могут создавать скважинные клапаны или уменьшение диаметра лифтовой колонны. В частности, существующие плунжерные лифтовые системы не могут быть применены в газовых скважинах, в которых в лифтовой колонне присутствуют внутрискважинные предохранительные клапаны.
Остается потребность в устройстве и способе, которые преодолевают или, по меньшей мере, смягчают эти проблемы. В частности, остается потребность в усовершенствованном устройстве и способе извлечения жидкости из газовой скважины, имеющей такие сужения, как обратный клапан, установленный в лифтовой колонне.
В соответствии с первым аспектом изобретения предложен способ извлечения жидкости из газовой скважины с лифтовой колонной, имеющей сужение (сужающее средство), введенное в верхнюю ее часть, причем в лифтовую колонну установлена плунжерная лифтовая система, содержащая верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство, плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами, и обратный клапан, установленный у верхнего ограничительного средства или над ним и приспособленный для пропускания через себя флюида вверх, но не пропускающий его вниз, при выполнении которого:
а) предоставляют возможность жидкости накапливаться в газовой скважине при плунжере, закрепленном у верхнего ограничительного средства, до тех пор, пока в лифтовой колонне не образуется столб жидкости над нижним ограничительным средством;
б) высвобождают плунжер, так что он падает к нижнему ограничительному средству через столб жидкости до тех пор, пока не придет в контакт с нижним ограничительным средством;
в) предоставляют давлению газа в газовой скважине возможность возрастать под плунжером до тех пор, пока плунжер и столб жидкости не будут принудительно подняты к верхнему ограничительному средству, так что плунжер придет во взаимодействие с верхним ограничительным средством, и по меньшей мере часть столба жидкости пройдет через обратный клапан;
г) повторяют шаги (а)-(в).
Можно представить себе, что в обсаженной скважине давление газа на шаге (в) может возрастать также в кольцевом пространстве между лифтовой колонной и обсадной трубой.
Способ по настоящему изобретению может быть также использован в наклонной скважине при условии, что угол отклонения скважины от вертикали меньше 60°, предпочтительно меньше 30°, так что плунжер может падать под действием гравитации по лифтовой колонне.
Верхнее и нижнее ограничительные средства являются просто средствами, предотвращающими перемещение плунжера дальше, чем требуется. Однако предпочтительно, чтобы верхнее и нижнее ограничительные средства не задерживали прохождение потока флюида по лифтовой колонне.
Обратный клапан может быть установлен или над, или под сужением в лифтовой колонне, пред
- 2 015024 почтительно непосредственно под сужением. Предусмотрено также, что обратный клапан может быть установлен у верхнего ограничительного средства и может фактически действовать как верхнее ограничительное средство. Если сужение в лифтовой колонне представляет собой скважинный клапан, такой как внутрискважинный предохранительный клапан морской газовой скважины, обратный клапан может быть отделен от скважинного клапана, например, может быть расположен над скважинным клапаном или может быть встроен в скважинный клапан. Соответственно скважинный клапан может представлять собой сужение в лифтовой колонне и также действовать как верхнее ограничительное средство. Альтернативно или дополнительно скважинный клапан может действовать как обратный клапан. Это вызвано необходимостью обеспечения относительно легкого доступа при проведении ремонтных работ.
Если обратный клапан находится над верхним ограничительным средством, предпочтительно, чтобы объем столба жидкости, образованного в лифтовой колонне над нижним ограничительным средством, был значительно больше, чем объем лифтовой колонны между верхним ограничительным средством и обратным клапаном, так чтобы плунжер продавливал значительную часть столба жидкости через обратный клапан. Поэтому предпочтительно, чтобы обратный клапан располагался непосредственно над верхним ограничительным средством.
Предпочтительно плунжер продавливает через обратный клапан по меньшей мере 75% столба жидкости, предпочтительно по меньшей мере 95%.
Предпочтительно нижнее ограничительное средство расположено в лифтовой колонне у нижнего конца колонны или вблизи него.
На шаге (а) газовая скважина находится в режиме добычи. Однако газовый поток или многофазный поток газа и жидкости может обтекать закрепленный у верхнего ограничительного средства плунжер через кольцевой промежуток между плунжером и внутренней поверхностью лифтовой колонны. Газовый поток или многофазный поток жидкости и газа затем проходит через обратный клапан и далее к устью газовой скважины.
Предпочтительно на шаге (б) газовая скважина остановлена. Предпочтительно на шаге (в) газовую скважину запускают.
Обратный клапан плунжерной лифтовой системы предотвращает обратное падение продавленной через него жидкости вниз по лифтовой колонне. Как должно быть хорошо известно специалисту в области перекачки жидкостей, объем газа возрастает с уменьшением глубины из-за расширения газа при низких давлениях. Соответственно скорость газа, прошедшего через обратный клапан, может быть больше скорости газа в нижней части лифтовой колонны. Это может привести к такому явлению, что в верхних частях газовой скважины скорость газа может превысить критическую скорость. Если скорость газового потока или многофазного потока, прошедшего через обратный клапан, выше критической скорости, жидкость будет подниматься естественным образом от участка над обратным клапаном до устья скважины.
Если скорость газового потока или многофазного потока, прошедшего через обратный клапан, ниже критической скорости, жидкость будет накапливаться над обратным клапаном. Первоначально эта жидкость может быть достаточно взболтанной, чтобы давать проход газу. Однако в конечном счете может потребоваться искусственный подъем этой накопившейся в лифтовой колонне над обратным клапаном жидкости, чтобы удалить ее. Благодаря возможно возросшей скорости газового потока или многофазного потока над обратным клапаном и(или) уменьшенному расстоянию подъема жидкости выбранный применяемый способ искусственного подъема скорее всего более эффективно и(или) экономично использовать в сочетании со способом по настоящему изобретению, чем использовать только способ искусственного подъема для доставки жидкости от нижнего конца лифтовой колонны.
Поэтому предусмотрено, что способ по настоящему изобретению может также включать операцию искусственного подъема жидкости, накопившейся в лифтовой колонне над обратным клапаном, к устью газовой скважины. Например, к жидкости, накопившейся над обратным клапаном, могут быть добавлены поверхностно-активные вещества или смесь поверхностно-активных веществ, что создает пену, поднимаемую к устью скважины газовым потоком или многофазным потоком, прошедшим через обратный клапан.
Альтернативно для подъема жидкости, накопившейся в лифтовой колонне над обратным клапаном, может быть использована дополнительная плунжерная лифтовая система. Соответственно способ по данному изобретению может включать также следующие операции:
д) установку дополнительной плунжерной лифтовой системы в лифтовой колонне над сужением в лифтовой колонне и над обратным клапаном, содержащей верхнее ограничительное средство, расположенное непосредственно над или непосредственно под устьем скважины, нижнее ограничительное средство, расположенное у сужения или над ним в лифтовой колонне и у обратного клапана или над ним, и плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами;
е) предоставление возможности еще одному столбу жидкости накапливаться над сужением в лифтовой колонне и над обратным клапаном при плунжере дополнительной плунжерной лифтовой системы, закрепленном у верхнего ограничительного средства;
ж) высвобождение плунжера дополнительной плунжерной лифтовой системы, так что плунжер па
- 3 015024 дает к нижнему ограничительному средству дополнительной плунжерной лифтовой системы и через еще один столб жидкости до тех пор, пока не придет во взаимодействие с нижним ограничительным средством дополнительной плунжерной лифтовой системы;
з) предоставление давлению газа под плунжером дополнительной плунжерной лифтовой системы возможности возрастать до тех пор, пока плунжер дополнительной плунжерной лифтовой системы и еще один столб жидкости не будут принудительно подняты к верхнему ограничительному средству дополнительной плунжерной лифтовой системы, так что плунжер придет во взаимодействие с верхним ограничительным средством, и извлечение по меньшей мере части столба жидкости у устья скважины; и
и) повторение операций (г)-(з).
Предпочтительно на шаге (ж) газовая скважина остановлена. Как должно быть ясно специалисту в данной области, газовая скважина на шаге (з) находится в режиме добычи.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения предложено устройство извлечения жидкости из газовой скважины с лифтовой колонной, имеющей сужение сечения, введенное в верхнюю ее часть, причем устройство включает плунжерную откачную систему, установленную в лифтовой колонне и содержащую верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство, плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами, и обратный клапан, приспособленный для пропускания через себя потока флюида вверх и не пропускающий его вниз, причем обратный клапан установлен у верхнего ограничительного средства или над ним, верхнее ограничительное средство расположено у сужения сечения лифтовой колонны или под ним, и нижнее ограничительное средство расположено у места, где при добыче газа из газовой скважине в лифтовой колонне накапливается столб жидкости.
Плунжерная лифтовая система может содержать также крепежное средство, предназначенное для удержания плунжера у верхнего ограничительного средства или вблизи него до тех пор, пока не потребуется его падение. Например, такое крепежное средство может быть механически или электрически приводимым в действие средством, управляемым с поверхности. Альтернативно верхнее крепежное средство может содержать электромагнитное крепежное средство, также управляемое с поверхности. Электропитание к такому крепежному средству может подаваться от аккумуляторов или по электрическому кабелю, проложенному, например, по кольцевому пространству между лифтовой колонной и обсадкой скважины и затем через стенку лифтовой колонны.
Плунжерная лифтовая система может также содержать средство детектирования того, что объем столба жидкости (гидравлическая нагрузка) достаточно велик, так что требуется предоставить плунжеру возможность падать к нижнему ограничительному средству и сквозь столб жидкости до тех пор, пока он не придет во взаимодействие с нижним ограничительным средством. Таким средством может быть, например, датчик измерения давления, размещенный у нижнего ограничительного средства, где измеренное давление скоррелировано с гидравлической нагрузкой. Таким образом, чем выше разница давления между значением у устья скважины и у нижнего ограничительного средства, тем больше жидкости находится в лифтовой колонне.
Плунжерная лифтовая система может также содержать средство регистрации того, что плунжер достиг нижнего ограничительного средства. Такое средство содержит, например, электромагнитный датчик, датчик удара и акустический датчик.
Верхнее ограничительное средство плунжерной лифтовой системы предпочтительно представляет собой сужение в лифтовой колонне. Альтернативно верхнее ограничительное средство может быть локальным сужением внутри лифтовой колонны.
Как было рассмотрено выше, обратный клапан может быть расположен над или под сужением в лифтовой колонне. Предпочтительно обратный клапан расположен ниже сужения. Более предпочтительно обратный клапан сам действует как верхнее ограничительное средство. К тому же, как было рассмотрено выше, обратный клапан может действовать как сужение в лифтовой колонне. Сужением может быть внутрискважинный предохранительный клапан, и он может быть отделен от обратного клапана, или он может действовать как обратный клапан и(или) верхнее ограничительное средство.
Для предотвращения повреждения плунжера и(или) лифтовой колонны плунжерная лифтовая система может также содержать средство гашения удара, предназначенное для смягчения удара при столкновении плунжера с нижним или верхним ограничительными средствами. Средство поглощения удара может действовать как верхнее и(или) нижнее ограничительное средство. Например, верхним или нижним ограничительным средством может служить амортизатор, такой как пружинный амортизатор. Альтернативно, один или оба амортизатора могут быть прикреплены или непосредственно или опосредованно к самому плунжеру, например пружинный амортизатор может быть прикреплен к верхней и(или) нижней поверхностям плунжера.
Обычно плунжер плунжерной лифтовой системы имеет цилиндрическую форму с продольной осью цилиндра совмещенной с продольной осью лифтовой колонны. Соответственно плунжер выполняют из плотного материала, такого как титан или сталь с гальваническим покрытием. Часто цилиндрическая поверхность плунжера снабжена ребрами или пазами, способствующими формированию турбулентности в кольцевом промежутке между плунжером и лифтовой колонной. Обычно цилиндрическая поверхность
- 4 015024 плунжера снабжена кольцевыми или спиральными ребрами или пазами.
Предпочтительно плунжер плунжерной лифтовой системы по настоящему изобретению состоит из двух частей. Первая часть плунжера может иметь канал, проходящий сквозь нее, а вторая часть плунжера может быть приспособлена для перекрытия указанного канала, когда первая и вторая части приходят в контакт. Первая часть может удерживаться у верхнего ограничительного средства на шаге а) (и на шаге
д), если она выполняется), например, крепежным средством, в то время как вторая часть отделяется от первой часть и может падать к нижнему ограничительному средству на шаге а) (и операции д), если она выполняется).
Преимущественно первая часть может содержать цилиндрический элемент, с которым вторая часть приходит в герметичный контакт, перекрывая канал, так что прохождение флюида через канал или прекращается или существенно снижается.
Канал может проходить в цилиндрической первой части по центру или может быть смещенным. Предпочтительно, чтобы продольная ось канала была совмещена с продольной осью цилиндрического первого элемента. При работе состоящий из двух частей плунжер располагается в лифтовой колонне, и продольная ось цилиндрической первой части совмещена с продольной осью лифтовой колонны. Как правило, цилиндрический первый элемент располагается в лифтовой колонне над второй частью. Предпочтительно нижней поверхности цилиндрического первого элемента придают форму, сопрягающуюся с формой второй части, например, вторая часть может быть сферической, и нижняя поверхность цилиндрического первого элемента может быть вогнутой, так чтобы можно было легко создать герметичный контакт первой и второй частей. Альтернативно вторая часть может быть стержнем, входящим вовнутрь канала цилиндрического первого элемента. Такие стержни могут быть снабжены направляющими, например рядом выступов наружу у основания стержня, так чтобы такой стержень оставался совмещенным с каналом цилиндрического первого элемента.
При использовании цилиндрический первый элемент состоящего из двух частей плунжера удерживается у верхнего ограничительного средства крепежным средством, в то время как второй элемент падает вниз по лифтовой колонне к нижнему ограничительному средству. При падении второго элемента газовый поток или многофазный поток газа и жидкости может проходить вверх вокруг него. Таким образом второй элемент может падать по лифтовой колонне, не прерывая добычи газа. При необходимости цилиндрический первый элемент может быть высвобожден из крепежного средства. При падении цилиндрического первого элемента вниз по лифтовой колонне он дает возможность проходить вверх газовому потоку или многофазному потоку газа и жидкости по каналу. Соответственно цилиндрический первый элемент может также быть высвобожден из крепежного средства во время нахождения газовой скважины в режиме добычи. Когда цилиндрический первый элемент достигает столба жидкости, скопившейся над нижним ограничительным средством, жидкость будет продавливаться через канал цилиндрического первого элемента и к тому же обтекать плунжер через кольцевой промежуток между цилиндрическим первым элементом и внутренней поверхностью лифтовой колонны. Когда цилиндрический первый элемент достигнет нижнего ограничительного средства, он герметично соединяется со вторым элементом, что в основном прерывает поток жидкости через канал цилиндрического первого элемента. Первый и второй элементы затем остаются соединенными друг с другом у нижнего ограничительного средства до тех пор, пока под состоящим из двух частей плунжером давление не возрастет в достаточной степени, чтобы поднять как состоящий из двух частей плунжер, так и столб жидкости над ним вверх по лифтовой колонне к верхнему ограничительному средству так, чтобы по меньшей мере часть столба жидкости была продавлена через обратный клапан. Может происходить так, что давление окажется достаточным для подъема состоящего из двух частей плунжера и соответствующего столба жидкости, как только первый элемент достигнет нижнего ограничительного средства. Альтернативно, скважина может быть перекрыта до тех пор, пока давление газа не возрастет в достаточной степени.
Обычно верхнее ограничительное средство снабжают разъединительным средством для разъединения находящихся в герметичном взаимодействии первого и второго элемента состоящего из двух частей плунжера, что разгерметизирует канал цилиндрического первого элемента. Предпочтительно разъединительное средство не препятствует прохождению флюидов вверх через канал цилиндрического первого элемента состоящего из двух частей плунжера. Обычно разъединительное средство выступает вниз от верхнего ограничительного средства, и его можно вводить через канал первого элемента, чтобы разъединить состоящий из двух частей плунжер, принудительно выводя второй элемент из герметичного контакта с каналом цилиндрического первого элемента. Обычно выступающее вниз разъединительное средство представляет собой трубу, длина которой больше длины канала, проходящего в цилиндрическом первом элементе. Альтернативно выступающее вниз разъединительное средство может представлять собой стержень диаметром меньшим, чем диаметр канала, и длиной большей, чем длина канала цилиндрического первого элемента. Сначала скорость газового потока может быть слишком высока, чтобы второй элемент состоящего из двух частей плунжера падал по лифтовой колонне. То есть второй элемент может удерживаться газовым потоком вблизи канала, проходящего через первый элемент. Однако второй элемент не может перекрывать канал, так как стержень отталкивает второй элемент, не допуская герметичного взаимодействия с каналом, так что флюид может обтекать второй элемент и проходить через коль
- 5 015024 цевой промежуток между стенкой канала и стержнем. Если выступающее вниз разъединительное средство представляет собой трубу, предпочтительно, чтобы нижнему концу трубы была придана форма, при которой снижается риск того, что второй элемент перекроет канал в цилиндрическом первом элементе, препятствуя потоку через него. Например, нижний конец трубы может быть срезан под углом, или в нижнем конце трубы могут быть выполнены отверстия. При ослабевании газового потока из-за накопления столба жидкости в лифтовой колонне второй элемент упадет к нижнему ограничительному средству плунжерной лифтовой системы.
Соответственно, устройство по настоящему изобретению может содержать дополнительную плунжерную лифтовую систему, содержащую верхнее ограничительное средство, расположенное у устья скважины или вблизи него, и нижнее ограничительное средство, расположенное у сужения в лифтовой колонне или над ним и у обратного клапана или над ним. Если обратный клапан установлен ниже сужения в лифтовой колонне, нижнее ограничительное средство дополнительной плунжерной лифтовой системы соответственно образует сужение. Если обратный клапан установлен выше сужения в лифтовой колонне, нижним ограничительным средством дополнительной плунжерной лифтовой системы соответственно служит обратный клапан. Предпочтительно дополнительная плунжерная лифтовая система содержит также крепежное средство, предназначенное для удержания плунжера у верхнего ограничительного средства или вблизи него. Предпочтительно дополнительная плунжерная лифтовая система содержит также средство регистрации того, что над обратным клапаном накопилось достаточно жидкости, так что плунжеру нужно предоставить возможность падения. Предпочтительно введено средство регистрации того, что плунжер дополнительной плунжерной лифтовой системы достиг нижнего ограничительного средства. Дополнительная плунжерная лифтовая система может также содержать средство гашения удара, подобное описанному выше. Предпочтительно плунжер дополнительной плунжерной лифтовой системы состоит из двух частей такого типа, как описано выше, и в этом случае верхнее ограничительное средство дополнительной плунжерной лифтовой системы снабжено разъединительным средством.
Если в газовой скважине имеется более одного сужения в лифтовой колонне, то в соответствии с изобретением может быть использовано соответствующее число плунжерных лифтовых систем для успешного подъема жидкости через каждое из сужений в лифтовой колонне к устью скважины.
Если устройство по нестоящему изобретению содержит по меньшей мере одну дополнительную плунжерную лифтовую систему, то предусмотрено, что устройство может содержать также таймер. Такой таймер может обеспечивать высвобождение плунжеров систем в разные моменты времени. Таким образом, нижний плунжер может передать жидкость через сужение прежде, чем верхний плунжер начнет подъем. Такая передача жидкости от одного плунжера к следующему эффективна и может предотвратить необязательный подъем одного из плунжеров, в частности, когда над плунжером жидкости мало или совсем нет.
Далее изобретение будет описано исключительно в иллюстративном порядке со ссылкой на фиг. 1, на которой показано упрощенное поперечное сечение лифтовой колонны морской газовой скважины с размещенным в ней устройством, выполненным по настоящему изобретению.
В соответствии с фиг. 1 устройство содержит первую и вторую плунжерные лифтовые системы, расположенные в лифтовой колонне (4) соответственно ниже и выше внутрискважинного предохранительного клапана (5). Первая плунжерная лифтовая система содержит плунжер (1), верхнее ограничительное средство (2), нижнее ограничительное средство (3) и обратный клапан (6) одностороннего действия, расположенный над ограничительным средством (2) и ниже внутрискважинного предохранительного клапана (5). Альтернативно внутрискважинный предохранительный клапан является обратным клапаном, а также служит верхним ограничительным средством. Вторая плунжерная лифтовая система содержит плунжер (7), верхнее ограничительное средство (не показано) и нижнее ограничительное средство (8), установленное над внутрискважинным предохранительным клапаном (5). Плунжер (1) первой плунжерной лифтовой системы состоит из двух частей и содержит цилиндрический первый элемент (1) и сферический второй элемент (9), причем первый элемент (1) снабжен каналом (10), проходящим через него в продольном направлении, и имеет вогнутую нижнюю поверхность (не показана). Верхнее ограничительное средство (2) первой плунжерной лифтовой системы снабжено разъединительным средством (11), предназначенным для выведения сферического второго элемента (9) состоящего из двух частей плунжера из герметичного сцепления с вогнутой нижней поверхностью цилиндрического первого элемента. Разъединительное средство (11) представляет собой трубу, проходящую вниз от верхнего ограничительного средства (2), со срезанным под углом нижним концом. Крепежное средство (не показано), предпочтительно представляющее собой механический узел, приводимый в действие за счет давления, введено для удержания первого элемента состоящего из дух частей плунжера (1), у верхнего ограничительного средства (2) или вблизи него. Нижнее ограничительное средство (3) первой плунжерной лифтовой системы по желанию может быть снабжено средством гашения удара. Плунжер (7) второй плунжерной лифтовой системы также представляет собой состоящий из двух частей плунжер (7), содержащий цилиндрический первый элемент (7) и сферический второй элемент (12), причем цилиндрический первый элемент (7) снабжен каналом (13), проходящим через него в продольном направлении, и имеет вогнутую нижнюю поверхность (не показана). Верхнее ограничительное средство (не показано) второй
- 6 015024 плунжерной лифтовой системы представляет собой устьевое оборудование или может быть расположено вблизи устьевого оборудования скважины, причем оно снабжено разъединительным средством (не показано), например стержнем, выступающим вниз от устьевого оборудования, и крепежным средством (не показано), предназначенным для удержания первого элемента состоящего из двух частей плунжера второй плунжерной лифтовой системы у верхнего ограничительного средства второй плунжерной лифтовой системы (не показано) или вблизи него. Предпочтительно крепежное средство представляет собой обычное устройство типа масленки. Нижнее ограничительное средство (8) второй плунжерной лифтовой системы по желанию может быть снабжено средством гашения удара.
При работе столбу (14) жидкости дают возможность скопиться над нижним ограничительным средством (3) первой плунжерной лифтовой системы, в то время как цилиндрический первый элемент (1) состоящего из двух частей плунжера удерживается у верхнего ограничительного средства (2) крепежным средством (не показано). Когда объем столба (14) жидкости достигает критической величины, при которой добыча газа падает до неприемлемого уровня, газовую скважину, как правило, останавливают и первый элемент (1) состоящего из двух частей плунжера высвобождают из крепежного средства (не показано) и предоставляют ему возможность падать. При падении первого элемента (1) газ или многофазная смесь газа и жидкости проходит через канал (10). При достижении цилиндрическим первым элементом (11) столба (14) жидкости жидкость продавливается через канал (10) и через кольцевой промежуток между плунжером (1) и внутренней поверхностью лифтовой колонны (4) до тех пор, пока первый элемент (I) не придет в герметичный контакт со вторым сферическим элементом (9) состоящего из двух частей плунжера. После этого давлению газа под состоящим из двух частей (1 и 9) плунжером и, если возможно, в кольцевом пространстве между лифтовой колонной и обсадной трубой обсаженной газовой скважины дают возможность возрастать, до тех пор пока состоящий из двух частей (1 и 9) плунжер и столб (14) жидкости не будут выдавлены к верхнему ограничительному средству (2). В общем состоящий из двух частей плунжер выдавливается к верхнему ограничительному средству (2), когда скважину запускают (смещенный начальным перепадом давления, возникающим при пуске скважины). По мере приближения состоящего из двух частей (1 и 9) плунжера к верхнему ограничительному средству (2) столб жидкости над плунжером проходит через обратный клапан. При достижении состоящим из двух частей (1 и 9) плунжером первой плунжерной лифтовой системы верхнего ограничительного средства (2) второй элемент состоящего из двух частей плунжера (9) принудительно отделяется от первого элемента (1) разъединительным средством (11), и срабатывает крепежное средство (не показано), предназначенное для удержания плунжера у верхнего ограничительного средства. Если скорость потока газа первоначально достаточно высока, чтобы предотвратить падение второго элемента (9) состоящего из двух частей плунжера, то скошенный конец проходящей вниз трубы (11) предотвратит перекрытие вторым элементом (9) состоящего из двух частей плунжера прохождения газа или многофазного флюида через трубу (II) . При снижении скорости потока газа (например по причине накопления жидкости) второй элемент (9) состоящего из двух частей плунжера упадет к нижнему ограничительному средству (3) первой плунжерной лифтовой системы. Затем цикл может быть повторен.
Жидкость, поднятая через обратный клапан (6) первой плунжерной лифтовой системой, будет накапливаться над обратным клапаном в виде столба (15) жидкости. Как только объем столба (15) жидкости над обратным клапаном (6) превысит определенную критическую величину, при которой добыча газа падает до неприемлемого уровня, первый элемент (7) состоящего из двух частей плунжера второй плунжерной лифтовой системы высвобождают из крепежного средства (не показано) и предоставляют ему возможность падать. Когда первый элемент (7) плунжера второй плунжерной лифтовой системы достигнет столба (15) жидкости, жидкость начинает продавливаться через канал 13, проходящий в продольном направлении через первый элемент (7), и через кольцевой промежуток между плунжером (7) и внутренней поверхностью лифтовой колонны (4) до тех пор, пока первый элемент (7) не придет в герметичный контакт со вторым элементом (12) состоящего из двух частей плунжера второй плунжерной лифтовой системы. Затем газу предоставляют возможность накапливаться под плунжером (элементы 7 и 12) второй плунжерной лифтовой системы до тех пор, пока плунжер и столб (15) жидкости не будут выдавлены к верхнему ограничительному средству (не показано) второй плунжерной лифтовой системы. Когда плунжер второй плунжерной лифтовой системы достигнет устьевого оборудования, жидкость удаляют из устья скважины (не показано) через отводную трубу. При достижении плунжером устья скважины крепежное средство, предназначенное для удержания первого элемента (7) у устья скважины, может быть задействовано, и выступающий стержень принудительно выводит сферический второй элемент (12) состоящего из двух частей плунжера из герметичного контакта с каналом цилиндрического первого элемента, так что второму элементу (12) предоставляется возможность падать к нижнему ограничительному средству (8). Затем цикл может быть повторен. При желании крепежные средства могут быть связаны с таймером (не показан), так что первым элементам (1 и 7) первой и второй плунжерных лифтовых систем может предоставляться возможность падения в разные моменты времени.
- 7 015024
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения жидкости из газовой скважины с лифтовой колонной, которая имеет введенное в ее верхнюю часть сужение и в которой установлена плунжерная лифтовая система, содержащая верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство, плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами, и обратный клапан, установленный у верхнего ограничительного средства или над ним и приспособленный для пропускания флюида вверх, но не пропускающий его вниз, причем при выполнении способа:а) предоставляют возможность жидкости накапливаться в газовой скважине при плунжере у верхнего ограничительного средства до тех пор, пока в лифтовой колонне не образуется столб жидкости над нижним ограничительным средством,б) высвобождают плунжер так, что он падает к нижнему ограничительному средству через столб жидкости до тех пор, пока не придет во взаимодействие с нижним ограничительным средством,в) позволяют вырасти давлению газа в скважине под плунжером до тех пор, пока плунжер и столб жидкости не будут принудительно подняты к верхнему ограничительному средству, так что плунжер придет во взаимодействие с ним, и по меньшей мере часть столба жидкости пройдет через обратный клапан,г) повторяют шаги (а)-(в).
- 2. Способ по п.1, в котором используют плунжер, включающий две части: первую часть, имеющую проходящий через нее канал и удерживаемую у верхнего ограничительного средства на шаге (а), и вторую часть, отделяемую от первой части так, что она падает к нижнему ограничительному средству на шаге (а), и приспособленную для перекрытия канала первой части, когда первая и вторая части приходят в контакт друг с другом.
- 3. Способ по п.1 или 2, осуществляемый в обсаженной газовой скважине, в котором на шаге (в) возрастает давление в кольцевом пространстве между обсадной трубой и лифтовой колонной.
- 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором дополнительно:д) устанавливают дополнительную плунжерную лифтовую систему в лифтовой колонне над указанным сужением сечения в лифтовой колонне и над обратным клапаном, содержащую верхнее ограничительное средство, расположенное непосредственно над или непосредственно под устьем скважины, нижнее ограничительное средство, расположенное у сужения или над ним в лифтовой колонне и у обратного клапана или над ним, и плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами,е) предоставляют возможность еще одному столбу жидкости накапливаться над сужением в лифтовой колонне и над обратным клапаном при плунжере дополнительной плунжерной лифтовой системы, удерживаемом у верхнего ограничительного средства,ж) высвобождают плунжер дополнительной плунжерной лифтовой системы, так что он падает к нижнему ограничительному средству дополнительной плунжерной лифтовой системы и через еще один столб жидкости до тех пор, пока не придет во взаимодействие с этим нижним ограничительным средством дополнительной плунжерной лифтовой системы,з) позволяют расти давлению газа под плунжером дополнительной плунжерной лифтовой системы до тех пор, пока плунжер дополнительной плунжерной лифтовой системы и еще один столб жидкости не будут подняты к верхнему ограничительному средству дополнительной плунжерной лифтовой системы так, что плунжер придет во взаимодействие с верхним ограничительным средством, и удаляют по меньшей мере часть столба жидкости у устья скважины, ии) повторяют шаги (д)-(з).
- 5. Способ по п.4, в котором осуществляют регулирование времени высвобождения плунжера на шаге (ж) так, что плунжер приходит во взаимодействие с нижним ограничительным средством дополнительной плунжерной лифтовой системы после того, как указанная часть столба жидкости пройдет через обратный клапан на шаге (в).
- 6. Устройство для извлечения жидкости из газовой скважины с лифтовой колонной, имеющей введенное в ее верхнюю часть сужение, причем устройство включает плунжерную лифтовую систему, установленную в лифтовой колонне и содержащую верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство, плунжер, приспособленный для перемещения между верхним и нижним ограничительными средствами, и обратный клапан, способный пропускать поток флюида вверх и не пропускающий его вниз и установленный у верхнего ограничительного средства или над ним, причем верхнее ограничительное средство расположено у сужения в лифтовой колонне или под ним, а нижнее ограничительное средство расположено у места, где при добыче газа из скважины в лифтовой колонне накапливается столб жидкости, при этом плунжерная лифтовая система содержит также средство крепления, предназначенное для удержания с возможностью высвобождения плунжера у верхнего ограничительного средства или вблизи него.
- 7. Устройство по п.6, в котором плунжер содержит первую часть, имеющую канал, проходящий через нее, и приспособленную для соединения с возможностью высвобождения с крепежным средством, и- 8 015024 вторую часть, отделяемую от первой части и приспособленную для перекрытия канала первой части, когда первая и вторая части приходят в контакт друг с другом.
- 8. Устройство по п.6 или 7, включающее также дополнительную плунжерную лифтовую систему, установленную в лифтовой колонне над первой плунжерной лифтовой системой и содержащую верхнее ограничительное средство, нижнее ограничительное средство и плунжер, приспособленный для перемещения между этими верхним и нижним ограничительными средствами, причем нижнее ограничительное средство установлено у сужения в лифтовой колонне или над ним, и дополнительная плунжерная лифтовая система также содержит крепежное средство, предназначенное для удержания с возможностью высвобождения плунжера у верхнего ограничительного средства или вблизи него.
- 9. Устройство по п.8, содержащее также таймер для приведения в действие крепежного средства дополнительной плунжерной лифтовой системы с целью высвобождения ее плунжера.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP06255476A EP1916380A1 (en) | 2006-10-24 | 2006-10-24 | Method and apparatus for removing liquid from a gas well |
| PCT/GB2007/003997 WO2008050095A1 (en) | 2006-10-24 | 2007-10-19 | Method and apparatus for removing liquid from a gas well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900508A1 EA200900508A1 (ru) | 2009-12-30 |
| EA015024B1 true EA015024B1 (ru) | 2011-04-29 |
Family
ID=37810804
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900508A EA015024B1 (ru) | 2006-10-24 | 2007-10-19 | Способ и устройство для извлечения жидкости из газовой скважины |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20090321083A1 (ru) |
| EP (2) | EP1916380A1 (ru) |
| AT (1) | ATE479823T1 (ru) |
| DE (1) | DE602007008930D1 (ru) |
| EA (1) | EA015024B1 (ru) |
| WO (1) | WO2008050095A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753334C1 (ru) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ освоения многопластовых газовых месторождений с низкопроницаемыми коллекторами |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7954545B2 (en) | 2008-01-25 | 2011-06-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Plunger lift system for well |
| US8511390B2 (en) | 2009-12-23 | 2013-08-20 | Bp Corporation North America Inc. | Rigless low volume pump system |
| US8834133B2 (en) | 2010-08-05 | 2014-09-16 | Bp Corporation North America Inc. | Pumping device for fluids located at the bottom of a drilled well |
| US9587470B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-03-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification |
| US9664016B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-05-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Acoustic artificial lift system for gas production well deliquification |
| WO2015017220A1 (en) | 2013-07-29 | 2015-02-05 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for producing gas wells with multiple production tubing strings |
| WO2015017224A1 (en) * | 2013-07-29 | 2015-02-05 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for production of gas wells |
| US9816367B2 (en) * | 2013-08-23 | 2017-11-14 | Chevron U.S.A. Inc. | System, apparatus and method for well deliquification |
| US10408026B2 (en) | 2013-08-23 | 2019-09-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System, apparatus, and method for well deliquification |
| CA2888027A1 (en) | 2014-04-16 | 2015-10-16 | Bp Corporation North America, Inc. | Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps |
| CN104820749B (zh) * | 2015-05-12 | 2018-08-10 | 强艳玲 | 一种气井综合采气曲线及其分析方法 |
| CN111255416B (zh) * | 2018-12-03 | 2024-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种排水采气装置及其采气泵 |
| CN111997571B (zh) * | 2020-09-10 | 2022-03-25 | 贺信 | 多柱塞协同气举排液技术 |
| US11746628B2 (en) * | 2021-01-17 | 2023-09-05 | Well Master Corporation | Multi-stage downhole tool movement control system and method of use |
| US11946356B2 (en) | 2021-04-01 | 2024-04-02 | Whitetail Energy Services, Llc | Reverse helix agitator |
| WO2023019047A1 (en) * | 2021-08-09 | 2023-02-16 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Methods for in-situ application of a coating agent to production tubing using a plunger lift system |
| US11391141B1 (en) | 2021-10-22 | 2022-07-19 | Jordan Binstock | Reverse helix agitator |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2160291A (en) * | 1937-06-01 | 1939-05-30 | Clarence N Scott | Well pumping apparatus |
| US2676547A (en) * | 1951-03-05 | 1954-04-27 | Nat Supply Co | Two-stage plunger lift device |
| US7080692B1 (en) * | 2002-07-02 | 2006-07-25 | Kegin Kevin L | Plunger lift tool and method of using the same |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7383878B1 (en) * | 2003-03-18 | 2008-06-10 | Production Control Services, Inc. | Multi-part plunger |
-
2006
- 2006-10-24 EP EP06255476A patent/EP1916380A1/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-10-19 EP EP07824246A patent/EP2076654B1/en not_active Not-in-force
- 2007-10-19 WO PCT/GB2007/003997 patent/WO2008050095A1/en active Application Filing
- 2007-10-19 EA EA200900508A patent/EA015024B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-10-19 US US12/312,002 patent/US20090321083A1/en not_active Abandoned
- 2007-10-19 DE DE602007008930T patent/DE602007008930D1/de active Active
- 2007-10-19 AT AT07824246T patent/ATE479823T1/de not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2160291A (en) * | 1937-06-01 | 1939-05-30 | Clarence N Scott | Well pumping apparatus |
| US2676547A (en) * | 1951-03-05 | 1954-04-27 | Nat Supply Co | Two-stage plunger lift device |
| US7080692B1 (en) * | 2002-07-02 | 2006-07-25 | Kegin Kevin L | Plunger lift tool and method of using the same |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753334C1 (ru) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ освоения многопластовых газовых месторождений с низкопроницаемыми коллекторами |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE479823T1 (de) | 2010-09-15 |
| EP2076654A1 (en) | 2009-07-08 |
| EP1916380A1 (en) | 2008-04-30 |
| DE602007008930D1 (de) | 2010-10-14 |
| EA200900508A1 (ru) | 2009-12-30 |
| EP2076654B1 (en) | 2010-09-01 |
| WO2008050095A1 (en) | 2008-05-02 |
| US20090321083A1 (en) | 2009-12-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015024B1 (ru) | Способ и устройство для извлечения жидкости из газовой скважины | |
| JP2014523989A (ja) | 貯留層液体を生成するためのシステムならびに方法 | |
| US5586602A (en) | Method and apparatus for shock wave stimulation of an oil-bearing formation | |
| JP6861278B2 (ja) | 油井キックオフシステムおよび方法 | |
| RU2361115C1 (ru) | Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины | |
| RU2598948C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки | |
| RU2498058C1 (ru) | Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт | |
| RU2388901C1 (ru) | Устройство для эксплуатации скважины | |
| RU143019U1 (ru) | Пакер | |
| RU166549U1 (ru) | Насосная установка для эксплуатации наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали | |
| RU73030U1 (ru) | Устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону | |
| RU2681770C1 (ru) | Способ заякоривания насосно-компрессорных труб в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками | |
| US10436007B2 (en) | Device for discharging liquids accumulated in a well | |
| RU2540131C2 (ru) | Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа | |
| US11261714B2 (en) | System and method for removing substances from horizontal wells | |
| US7971647B2 (en) | Apparatus and method for raising a fluid in a well | |
| RU2544944C2 (ru) | Способ удаления песчано-глинистой пробки в скважине и ее освоение в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2700850C1 (ru) | Скважинная насосная установка для предотвращения падения оборудования на забой скважины | |
| CN210948572U (zh) | 一种抽油管柱防喷装置 | |
| RU62977U1 (ru) | Плунжерный лифт | |
| CA2725184C (en) | Apparatus and method for raising a fluid in a well | |
| GB2119866A (en) | Oil wells | |
| RU2186949C2 (ru) | Способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления | |
| RU2203396C2 (ru) | Способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления | |
| RU65119U1 (ru) | Устройство для добычи нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |