RU2010146609A

RU2010146609A - Способ добычи скважинной жидкости

Info

Publication number: RU2010146609A
Application number: RU2010146609/03A
Authority: RU
Inventors: Камил Рахматуллович Уразаков (RU); Камил Рахматуллович Уразаков; Константин Владимирович Литвиненко (RU); Константин Владимирович Литвиненко; Азат Рифович Гарифуллин (RU); Азат Рифович Гарифуллин; Константин Анатольевич Бондаренко (RU); Константин Анатольевич Бондаренко; Тимур Талгатович Гарипов (RU); Тимур Талгатович Гарипов; Гульназ Наилевна Зулкарнеева (RU); Гульназ Наилевна Зулкарнеева
Original assignee: ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU); ООО "РН-УфаНИПИнефть"
Priority date: 2010-11-16
Filing date: 2010-11-16
Publication date: 2012-05-27

Abstract

1. Способ добычи скважинной жидкости, включающий размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, причем производительность насоса больше ожидаемого дебита жидкости, осуществление работы насоса в циклическом режиме, отличающийся тем, что насосное оборудование размещают на максимальной глубине и при соотношении цены нефти (Ц) и себестоимости нефти (С) Ц>С поддерживают циклическую работу насоса, а при соотношении Ц<С перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине до тех пор, когда станет Ц>С, причем осуществляют временную консервацию скважины только при невозможности указанной оптимизации соотношения Ц и С нефти перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине. ! 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса. ! 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что разница между верхней и нижней границей динамического уровня составляет 100 м. ! 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период временной консервации скважин со слабо коррозионной средой насосное оборудование не извлекают.

Claims

1. Способ добычи скважинной жидкости, включающий размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, причем производительность насоса больше ожидаемого дебита жидкости, осуществление работы насоса в циклическом режиме, отличающийся тем, что насосное оборудование размещают на максимальной глубине и при соотношении цены нефти (Ц) и себестоимости нефти (С) Ц>С поддерживают циклическую работу насоса, а при соотношении Ц<С перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине до тех пор, когда станет Ц>С, причем осуществляют временную консервацию скважины только при невозможности указанной оптимизации соотношения Ц и С нефти перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что разница между верхней и нижней границей динамического уровня составляет 100 м.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период временной консервации скважин со слабо коррозионной средой насосное оборудование не извлекают.