RU2160853C1

RU2160853C1 - Method of lifting well fluid and combined well lift for realization of this method

Info

Publication number: RU2160853C1
Application number: RU99113612/06A
Authority: RU
Inventors: ди В.П. Васил; В.П. Василяди; А.И. Щукин; ди П.В. Васил; П.В. Василяди; Л.В. Сергеева
Original assignee: Общество С Ограниченной Ответственностью "Лукойл-Пермнефть"
Priority date: 1999-06-29
Filing date: 1999-06-29
Publication date: 2000-12-20

Abstract

FIELD: methods of lifting well fluid; intra-well type gas lifts. SUBSTANCE: method includes creation of intra-well type gas lift in lower stage of lifting, separation of gas-and-fluid mixture in tail 7 of gas lift before lifting it through tail 7, lifting fluid through pump 7 before intake of pump 4 by separated gas, passing the entire volume of gas-and-fluid mixture, stepped bypass of gas and fluid through cavities of pump 4 followed by lifting the fluid over tubing string by gas separated from fluid. Combined well lift includes upper and lower lift stages; lower lift stage includes tail 7 whose lower end holds gas separator 9 secured by means of sleeve 8 provided with axial passages 10 connecting gas separator 9 with cavity of tail 7. Upper end of tail 7 is connected with suction line of pump 4. In upper lift stage, pump 4 is double-plunger unit with hollow plungers 13 and 14 connected by means of rod 15. Arranged in plungers 13 and 14 are plate valves 17 and 18 whose shut-off members are rigidly secured over end surfaces of rod 15. EFFECT: enhanced efficiency of pumping-out fluid with the aid of intra-well type gas lift together with sucker-rod pump due to complete use of energy of gas separated from well fluid from well bottom as far as wellhead. 4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин газлифтным способом в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей жидкости с высоким газовым фактором, стойких эмульсий со вспененной нефтью, а также при подъеме жидкости из глубоких слабофонтанирующих скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the operation of wells by a gas lift method in combination with a rod deep pump production of a liquid with a high gas factor, persistent emulsions with foamed oil, and also when lifting liquids from deep low-flow wells.

Известен способ подъема жидкости из скважины, в котором используется внутрискважинный газлифт в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, согласно которому первоначально в нижней ступени подъема скважинной жидкости создают внутрискважинный газлифт, для чего хвостовик закрепляют на пакере. Накопление газа, выделившегося из скважинной жидкости, происходит под пакером. При определенном давлении выделившийся газ в виде газовых подушек вытесняет жидкость из ствола скважины и поднимает ее по хвостовику вверх в надпакерное пространство. При прохождении газожидкостной смеси по кольцевому каналу между обсадной колонной и дополнительной колонной, а затем по кольцевому пространству между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и дополнительной колонной жидкость меняет направление движения на 180^o, в результате чего происходит частичное отделение газа от жидкости. Газ по затрубному пространству направляется вверх к устью скважины, а жидкость из надпакерной зоны подают во всасывающую линию насоса верхней ступени подъема жидкости (см. авт. свид. СССР N 1064042, кл. F 04 В 47/02, от 1982 г.).There is a known method of lifting fluid from a well, in which a downhole gas lift is used in combination with a sucker rod production, according to which a downhole gas lift is initially created in the lower stage of raising the downhole fluid, for which the liner is fixed to the packer. The accumulation of gas released from the well fluid occurs under the packer. At a certain pressure, the released gas in the form of gas pads displaces the fluid from the wellbore and lifts it up the liner up into the over-packer space. When the gas-liquid mixture passes through the annular channel between the casing string and the additional string, and then through the annular space between the tubing string and the additional string, the liquid changes the direction of movement by 180 ^° , resulting in partial separation of gas from the liquid. Gas in the annulus is directed upward to the wellhead, and liquid from the overpacker zone is fed into the suction line of the pump of the upper stage of liquid lifting (see ed. Certificate of the USSR N 1064042, class F 04 В 47/02, 1982).

Недостаток известного способа - низкая производительность по причине неполного заполнения цилиндра насоса жидкостью, т.к. не обеспечивается полное отделение жидкости от газа и на прием насоса поступает жидкость с находящимся в ней газом, что особенно проявляется при добыче жидкости с большим газовым фактором. The disadvantage of this method is the low productivity due to incomplete filling of the pump cylinder with liquid, because the complete separation of the liquid from the gas is not ensured, and liquid with the gas contained in it is supplied to the pump intake, which is especially evident when producing liquid with a large gas factor.

К тому же известным способом можно поднимать жидкость на относительно небольшую высоту. In addition, in a known manner, it is possible to raise the liquid to a relatively small height.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ подъема скважинной жидкости путем внутрискважинной газлифтной эксплуатации в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, согласно которому в нижней ступени подъема жидкости создают внутрискважинный газлифт, выделившийся в зоне разгазирования газ подают в хвостовик газлифта и тем самым осуществляют подъем газожидкостной смеси по хвостовику в верхнюю ступень подъема жидкости, к приему насоса. Перед поступлением в насос газожидкостную смесь сепарируют; газ выводят в затрубное пространство, а жидкость, освобожденную от газа, направляют во всасывающую линию штангового плунжерного насоса, которым откачивают жидкость по колонне НКТ на поверхность (см. авт. свид. СССР N 1740778, кл. F 04 В 47/02, от 1990 г.)
Известен комбинированный скважинный подъемник для осуществления известного способа подъема жидкости, включающий размещенные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде установленного в колонне НКТ глубинного штангового насоса с нагнетательной и всасывающей линиями, и гидравлически связанную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, содержащего хвостовик, газовый сепаратор с газовой камерой и всасывающей трубкой и пакер (см. авт. свид. СССР N 1740778, кл. F 04 В 47/02, от 1990 г.). В зоне газовыделения снаружи хвостовика размещена газосборная воронка из эластичного материала, перекрывающая затрубное пространство. Газовый сепаратор установлен в верхней части хвостовика, под насосом. Газ, выделившийся из жидкости в зоне разгазирования, накапливается под воронкой и, поднимаясь по хвостовику, совершает полезную работу на участке хвостовика выше воронки. Перед поступлением в насос жидкость сепарируют, отделившийся газ выводится в затрубное пространство, а жидкость, освобожденная от газа, поступает в насос и перекачивается им по колонне НКТ на поверхность.The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed one is a method of raising well fluid by means of downhole gas lift operation in combination with a sucker rod pump production, according to which a downhole gas lift is created in the lower stage of lifting the fluid, the gas released in the degassing zone is fed to the gas lift liner and thereby the rise of the gas-liquid mixture along the shank to the upper stage of the liquid lifting, to the intake of the pump. Before entering the pump, the gas-liquid mixture is separated; the gas is discharged into the annulus, and the liquid freed from the gas is sent to the suction line of the sucker-rod plunger pump, by which the liquid is pumped along the tubing string to the surface (see ed. certificate of the USSR N 1740778, class F 04 B 47/02, from 1990)
Known combined downhole elevator for implementing the known method of lifting fluid, including the upper stage located in the casing, made in the form of a deep-well pump installed in the tubing string with a discharge and suction lines, and a lower stage hydraulically connected to the upper stage, made in the form of a downhole gas lift, containing a shank, a gas separator with a gas chamber and a suction tube and a packer (see ed. certificate of the USSR N 1740778, class F 04 B 47/02, 1990). In the gas evolution zone outside the liner there is a gas-collecting funnel made of elastic material that overlaps the annulus. A gas separator is installed in the upper part of the liner, under the pump. The gas released from the liquid in the degassing zone accumulates under the funnel and, rising along the liner, does useful work in the section of the liner above the funnel. Before entering the pump, the liquid is separated, the separated gas is discharged into the annulus, and the liquid freed from the gas enters the pump and is pumped through the tubing string to the surface.

Однако известный способ и устройство для его осуществления имеют низкую эффективность откачки жидкости из скважины, поскольку не обеспечивают полного использования потенциальной энергии выделяющегося из скважинной жидкости газа для ее подъема. Выделившийся из жидкости газ совершает полезную работу по подъему жидкости только в нижней ступени и не по всему хвостовику, а только на участке от зоны разгазирования до насоса, и энергия этого газа вообще не используется для подъема жидкости в верхней ступени от насоса до устья скважины, так как конструкция насоса требует обязательного отделения газа от жидкости. However, the known method and device for its implementation have a low efficiency of pumping fluid from the well, because it does not fully utilize the potential energy of the gas released from the well fluid to lift it. The gas released from the liquid does useful work to raise the liquid only in the lower stage and not throughout the liner, but only in the area from the degassing zone to the pump, and the energy of this gas is not used to lift the liquid in the upper stage from the pump to the wellhead, so As the design of the pump requires the mandatory separation of gas from the liquid.

Целью изобретения является повышение эффективности откачки скважинной жидкости путем полного использования энергии выделяющегося из скважинной жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины. The aim of the invention is to increase the efficiency of pumping downhole fluid by making full use of the energy released from the borehole fluid gas to lift the fluid from the bottom to the wellhead.

В заявляемом способе поставленная цель достигается тем, что в известном способе подъема скважинной жидкости путем внутрискважинной газлифтной эксплуатации в комбинации со штанговой глубиннонасосной добычей, включающем создание внутрискважинного газлифта в нижней ступени подъема скважинной жидкости и подъем добываемой газожидкостной смеси по хвостовику газлифта, сепарирование поступившей в хвостовик газожидкостной смеси и последующий подъем скважинной жидкости в верхней ступени по колонне насосно-компрессорных труб посредством глубинного штангового насоса, новым является то, что верхнюю ступень подъема жидкости оборудуют двухплунжерным насосом с полыми плунжерами и промежуточной кольцевой камерой, сепарирование газожидкостной смеси производят в хвостовике газлифта перед подъемом ее по хвостовику, и подъем добываемой газожидкостной смеси в нижней ступени осуществляют путем стравливания отсепарированного газа в полость хвостовика в виде газовых подушек и проталкивания им добываемой жидкости во всасывающую линию насоса верхней ступени, весь объем поднятой по хвостовику газожидкостной смеси подают в подплунжерную полость всасывающей линии насоса, из которой через промежуточную кольцевую камеру насоса в его нагнетательную линию переводят ступенчато выделившийся из жидкости в подплунжерной полости газ и жидкость, после чего подъем скважинной жидкости по колонне НКТ до устья производят проталкиванием газом, перепущенным из подплунжерной полости насоса через насос в нагнетательную линию насоса. In the inventive method, the goal is achieved by the fact that in the known method of raising wellbore fluid through downhole gas lift operation in combination with a sucker rod pump production, including the creation of a downhole gas lift in the lower stage of raising the wellbore fluid and lifting the produced gas-liquid mixture along the gas-oil shank, separating the received gas-liquid, mixtures and the subsequent rise of the borehole fluid in the upper stage along the tubing string by of a bilge pump, it is new that the upper stage of lifting the liquid is equipped with a two-plunger pump with hollow plungers and an intermediate annular chamber, the gas-liquid mixture is separated in the liner of the gas lift before lifting it along the liner, and the produced gas-liquid mixture is lifted in the lower stage by bleeding the separated gas into the cavity of the shank in the form of gas cushions and pushing the produced fluid into the suction line of the upper stage pump, the entire volume raised about the liner of the gas-liquid mixture is fed into the sub-plunger cavity of the suction line of the pump, from which through the intermediate annular chamber of the pump gas and liquid are released stepwise from the liquid into the sub-plunger cavity, and then the borehole liquid is raised through the tubing string to the mouth by pushing with gas bypassed from the sub-plunger cavity of the pump through the pump to the discharge line of the pump.

Благодаря тому, что в предлагаемом способе сепарирование газожидкостной смеси производят в хвостовике газлифта до подъема ее по хвостовику, и благодаря тому, что отсепарированный газ направляют в полость хвостовика, обеспечивается подъем скважинной жидкости по всей длине хвостовика газом в виде газовых подушек только за счет энергии газа, содержащегося в пластовой жидкости, что значительно облегчает транспортирование жидкости на поверхность. Due to the fact that in the proposed method, the separation of the gas-liquid mixture is carried out in the liner of the gas lift until it is lifted along the liner, and due to the fact that the separated gas is directed into the cavity of the liner, the well is lifted along the entire length of the liner with gas in the form of gas pads only due to gas energy contained in the reservoir fluid, which greatly facilitates the transport of fluid to the surface.

Благодаря тому, что верхнюю ступень подъема жидкости оборудуют двухплунжерным насосом с полыми плунжерами и промежуточной кольцевой камерой, обеспечиваются условия для надежной работы насоса при перекачке газожидкостной смеси с любым, даже очень высоким газовым фактором, из нижней ступени в верхнюю ступень, исключая операции по предварительному отделению газа из жидкости на приеме насоса и стравливанию его в затрубное пространство. Конструкция верхней ступени подъема жидкости позволяет весь объем газожидкостной смеси пропускать через насос в нагнетательную линию и далее - выделившимся газом в виде газовых подушек проталкивать жидкость к устью по колонне НКТ, вновь используя только энергию газа, выделившегося из добываемой скважинной жидкости. Due to the fact that the upper stage of liquid lifting is equipped with a two-plunger pump with hollow plungers and an intermediate annular chamber, conditions are ensured for reliable operation of the pump when pumping a gas-liquid mixture with any, even very high gas factor, from the lower stage to the upper stage, excluding preliminary separation operations gas from the liquid at the intake of the pump and bleeding it into the annulus. The design of the upper stage of lifting the liquid allows the entire volume of the gas-liquid mixture to pass through the pump into the injection line and then, with the released gas in the form of gas pads, push the liquid toward the mouth along the tubing string, again using only the energy of the gas released from the produced well fluid.

Таким образом, предложенный способ обеспечивает высокую эффективность подъема скважинной жидкости на поверхность за счет полного использования потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа, т.е. без применения дополнительных внешних источников газа, исключая тем самым самозадавливание пласта и насильственный режим работы пласта. Предложенный способ позволяет обеспечить рациональный режим работы скважины, т.к. можно отрегулировать режим работы насоса на режим отдачи продуктивного пласта. Thus, the proposed method provides high efficiency of lifting the well fluid to the surface due to the full use of the potential energy of the gas released from the formation fluid, i.e. without the use of additional external gas sources, thereby excluding self-depressing the reservoir and the violent mode of the reservoir. The proposed method allows to ensure a rational mode of operation of the well, because it is possible to adjust the operating mode of the pump to the output mode of the reservoir.

Поставленная цель достигается также тем, что в известном комбинированном скважинном подъемнике, содержащем размещенные в обсадной колонне верхнюю ступень, выполненную в виде установленного в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) глубинного штангового насоса с нагнетательной и всасывающей линиями, гидравлически связанную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, содержащего хвостовик, газовый сепаратор с всасывающей трубкой и газовой камерой и пакер, новым является то, что газовый сепаратор установлен на нижнем конце хвостовика и закреплен посредством переводной муфты, в теле которой выполнены осевые каналы, связывающие газовую камеру газового сепаратора с полостью хвостовика, при этом всасывающая трубка сепаратора также соединена с полостью хвостовика, верхний конец хвостовика связан с всасывающей линией насоса, при этом глубинный штанговый насос выполнен двухплунжерным в виде установленных в цилиндре один над другим полых плунжеров, связанных между собой жестко посредством штока в виде сплошного стержня, между торцами плунжеров, штоком и цилиндром выполнена промежуточная кольцевая камера, в нижней части верхнего плунжера и в верхней части нижнего плунжера установлены тарельчатые клапаны в виде конусного седла и запорного органа с конусной наружной поверхностью, при этом запорные органы обоих тарельчатых клапанов жестко закреплены по торцам штока, нагнетательный клапан выполнен в верхнем плунжере, а всасывающий клапан установлен на приеме насоса. This goal is also achieved by the fact that in the well-known combined borehole elevator containing the upper stage located in the casing, made in the form of a deep-well rod pump installed in the tubing string with pressure and suction lines, the lower stage is hydraulically connected to the upper stage made in the form of a downhole gas lift containing a liner, a gas separator with a suction tube and a gas chamber and a packer, it is new that the gas separator mounted on the lower end of the shank and secured by a transfer clutch, in the body of which axial channels are made connecting the gas chamber of the gas separator with the cavity of the shank, while the suction tube of the separator is also connected to the cavity of the shank, the upper end of the shank is connected to the suction line of the pump, while the sucker rod pump is made two-plunger in the form of hollow plungers installed in the cylinder one above the other, rigidly interconnected by means of a rod in the form of a solid rod, between the ends of the plungers, an intermediate annular chamber is made by the stem and cylinder, poppet valves in the form of a cone seat and a shut-off element with a tapered outer surface are installed in the lower part of the upper plunger and in the upper part of the lower plunger, while the shut-off bodies of both poppet valves are rigidly fixed at the ends of the stem, discharge the valve is made in the upper plunger, and the suction valve is installed at the pump intake.

Пакер в обсадной колонне установлен выше насоса. The casing packer is mounted above the pump.

Промывочный клапан установлен выше пакера. A flush valve is installed above the packer.

Благодаря тому, что газовый сепаратор в заявляемом устройстве установлен на нижнем конце хвостовика и закреплен на нем посредством переводной муфты, в теле которой выполнены осевые каналы, связывающие газовую камеру сепаратора с полостью хвостовика, и поскольку всасывающая трубка сепаратора, по которой идет отделившаяся от газа пластовая жидкость, также выведена в полость хвостовика, то при движении колонны насосных штанг в полость хвостовика выбрасывается жидкость и отсепарированный газ в виде газовых подушек, обеспечивается подъем жидкости энергией отсепарированного газа во всасывающую линию с любой длиной хвостовика. Due to the fact that the gas separator in the inventive device is mounted on the lower end of the shank and mounted on it by means of a transfer clutch, in the body of which axial channels are made connecting the separator gas chamber with the shank cavity, and since the suction tube of the separator, along which the formation separates from the gas liquid is also discharged into the cavity of the liner, then when the column of sucker rods moves into the cavity of the liner, liquid and separated gas are discharged in the form of gas pads, lifting is ensured Liquids separated gas energy in the suction line with the shank any longer.

Благодаря тому, что штанговый насос выполнен двухплунжерным, при этом плунжеры выполнены полыми и связаны жестко штоком в виде сплошного стержня, причем между штоком и цилиндром насоса выполнена промежуточная кольцевая камера, причем в обоих плунжерах установлены зеркально тарельчатые клапаны, запорные органы которых связаны указанным штоком, обеспечивается надежная работа насоса при откачке газожидкостной смеси даже при самом высоком газовом факторе, поскольку появилась возможность выделившийся под нижним плунжером газ в виде газовой подушки перепустить в промежуточную кольцевую камеру насоса и далее - в нагнетательную линию насоса и колонну НКТ верхней ступени подъема жидкости. Due to the fact that the sucker rod pump is made of a two-plunger, the plungers are hollow and rigidly connected by a rod in the form of a solid rod, and an intermediate annular chamber is made between the rod and the pump cylinder, moreover, mirror-poppet valves are installed in both plungers, the shutoff organs of which are connected by the specified rod, reliable operation of the pump is ensured when pumping out a gas-liquid mixture even at the highest gas factor, since it is possible to emit gas in the form of gas under the lower plunger oh cushion perepustit the intermediate annular chamber of the pump and further - to the discharge line of the pump and the tubing upper stage lifting fluid.

Благодаря тому, что двухплунжерный насос имеет тарельчатые клапаны, запорные органы которых жестко связаны штоком, обеспечивается гарантированный перепуск газовой подушки из одной полости насоса в другую и гарантированная прокачка больших объемов жидкости через насос, причем обеспечивается надежная работа клапанов насоса. Due to the fact that the two-plunger pump has poppet valves whose shut-off elements are rigidly connected by a rod, a guaranteed bypass of the gas cushion from one cavity of the pump to another and guaranteed pumping of large volumes of liquid through the pump are ensured, and reliable operation of the pump valves is ensured.

Благодаря конструктивному выполнению насоса и в верхней ступени подъем жидкости по колонне НКТ до устья осуществляется проталкиванием жидкости газовыми подушками, т.е. используя энергию газа добываемой жидкости. Due to the design of the pump and in the upper stage, the liquid is lifted along the tubing string to the mouth by pushing the liquid with gas cushions, i.e. using the energy of the gas produced fluid.

Установка пакера выше насоса позволяет увеличить буферное пространство и тем самым увеличить объем выделяющегося из пласта газа, а также исключить прохождение выделяющегося из пласта газа по затрубью и выпуск его в атмосферу. Installing the packer above the pump allows you to increase the buffer space and thereby increase the amount of gas released from the formation, as well as to prevent the passage of gas released from the formation through the annulus and its release into the atmosphere.

Таким образом, предложенные конструктивные признаки устройства обеспечивают согласно способу полное использование потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины и тем самым позволяют повысить эффективность откачки скважинной жидкости. Это позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом. Thus, the proposed structural features of the device provide, according to the method, the full use of the potential energy of the gas released from the reservoir fluid for lifting the fluid from the bottom to the wellhead and thereby improve the efficiency of pumping the wellbore fluid. This allows us to conclude that the claimed invention is interconnected by a single inventive concept.

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку способ и устройство предназначены для подъема скважинной жидкости, преимущественно с высоким газовым фактором. Заявляемые изобретения решают одну и ту же задачу - полное использование потенциальной энергии выделяющегося из пластовой жидкости газа для подъема жидкости от забоя до устья скважины. In the present application for the grant of a patent, the requirement of the unity of the invention is met, since the method and device are designed to lift well fluid, mainly with a high gas factor. The claimed inventions solve the same problem - the full use of the potential energy of the gas released from the reservoir fluid for lifting the fluid from the bottom to the wellhead.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схема комбинированного скважинного подъемника жидкости для осуществления способа; на фиг. 2 - узел верхней ступени подъема жидкости. The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 is a diagram of a combined downhole fluid elevator for implementing the method; in FIG. 2 - node of the upper stage of lifting the liquid.

Комбинированный скважинный подъемник жидкости (фиг. 1), посредством которого осуществляется способ подъема скважинной жидкости, содержит установленные в обсадной колонне 1 скважины верхнюю ступень 2, выполненную в виде установленного в колонне НКТ 3 глубинного штангового насоса 4, и гидравлически связанную с верхней ступенью 2 нижнюю ступень 5, выполненную в виде внутрискважинного газлифта 6. Газлифт 6 содержит хвостовик 7 и закрепленный на нижнем конце хвостовика 7 посредством переводной муфты 8 газовый сепаратор 9. В теле муфты 8 выполнены осевые каналы 10, которые связывают газовую камеру 11 сепаратора 9 с полостью хвостовика 7. Верхний конец хвостовика 7 связан с верхней ступенью 2 подъема жидкости. The combined borehole fluid elevator (Fig. 1), by means of which a method of raising borehole fluid is carried out, contains an upper stage 2 installed in the casing 1 of the well, made in the form of a deep-well rod pump 4 installed in the tubing string 3, and a lower hydraulically connected to the upper stage 2 stage 5, made in the form of a downhole gas lift 6. Gas lift 6 contains a shank 7 and a gas separator 9 mounted on the lower end of the shank 7 by means of a transfer clutch 8. evye channels 10 which connect the gas chamber 11 of the separator 9 with the cavity of the shank 7. The upper end of the shank 7 is connected to the upper stage 2 rises liquid.

Глубинный штанговый насос 4 верхней ступени 2 выполнен двухплунжерным и представляет собой цилиндр 12, в котором один над другим размещены укороченные верхний 13 и нижний 14 полые плунжеры, жестко связанные между собой посредством штока 15 в виде сплошного стержня. Между торцами плунжеров 13 и 14, штоком 15 и цилиндром 12 выполнена промежуточная кольцевая камера 16. В нижней части верхнего плунжера 13 и в верхней части нижнего плунжера 14 установлены тарельчатые клапаны 17 и 18 соответственно, выполненные в виде конусного седла 19, 20 и запорного органа 21, 22 с конусной наружной поверхностью. Запорные органы 21 и 22 жестко закреплены по торцам штока 15. Всасывающий клапан 23 насоса установлен на приеме насоса 4, а в верхнем плунжере 13 установлен нагнетательный тарельчатый клапан 17, седло 19 которого выполнено в нижней части плунжера 13, а в запорном органе 21 клапана 17 выполнен сквозной канал 24, внутри которого размещен шариковый клапан 25. Штанговый насос 4 выполнен вставным и установлен в колонне НКТ 3 при помощи замковой опоры 26. Верхний плунжер 13 жестко связан с колонной 27 насосных штанг. На обсадной колонне 1 выше насоса 4 установлен пакер 28, а промывочный клапан 29 установлен на колонне НКТ 3 выше пакера 28. The deep-well sucker rod pump 4 of the upper stage 2 is double-plunger and is a cylinder 12, in which the shortened upper 13 and lower 14 hollow plungers are rigidly connected to each other by means of the rod 15 in the form of a solid rod. Between the ends of the plungers 13 and 14, the stem 15 and the cylinder 12, an intermediate annular chamber 16. is made. In the lower part of the upper plunger 13 and in the upper part of the lower plunger 14, poppet valves 17 and 18, respectively, are made in the form of a conical seat 19, 20 and a locking member 21, 22 with a conical outer surface. The locking elements 21 and 22 are rigidly fixed at the ends of the rod 15. The suction valve 23 of the pump is mounted on the intake of the pump 4, and in the upper plunger 13 there is a discharge poppet valve 17, the seat 19 of which is made in the lower part of the plunger 13, and in the shut-off element 21 of the valve 17 a through channel 24 is made, inside of which a ball valve 25 is placed. The sucker rod pump 4 is plug-in and installed in the tubing string 3 using the lock support 26. The upper plunger 13 is rigidly connected to the sucker rod string 27. A packer 28 is installed on the casing 1 above the pump 4, and a flushing valve 29 is installed on the tubing string 3 above the packer 28.

Заявляемый способ подъема скважинной жидкости осуществляют следующим образом. The inventive method of lifting well fluid is as follows.

При работе насоса 4 газожидкостная смесь из пласта поступает в нижнюю ступень 5 на прием газового сепаратора 9, в котором за счет многократного изменения направления и скорости движения, а также изменения площадей сечения каналов, по которым проходит газожидкостная смесь, происходит разрушение пены и интенсивная коалесценция пузырьков газа. Выделяющийся из жидкости газ собирается в верхней части сепаратора 9 в газовой камере 11 и через газоотводные каналы 10 в переводной муфте 8 из газовой камеры 11 поступает в хвостовик 7, куда по центральной всасывающей трубе одновременно поступает отсепарированная жидкость. При подъеме газа по хвостовику 7 глобулы газа, увеличиваясь в диаметре, соединяются друг с другом, образуя большие газовые пузыри в виде газовых подушек, энергии которых достаточно для подъема жидкости по хвостовику 7 от забоя до приема насоса 4. При этом условия для обратного растворения газа в добываемой жидкости отсутствуют. When pump 4 is operating, the gas-liquid mixture from the reservoir enters the lower stage 5 to receive a gas separator 9, in which, due to multiple changes in the direction and speed of movement, as well as changes in the cross-sectional areas of the channels through which the gas-liquid mixture passes, the foam is destroyed and intense coalescence of bubbles gas. Gas escaping from the liquid is collected in the upper part of the separator 9 in the gas chamber 11 and through the gas outlet channels 10 in the transfer clutch 8 from the gas chamber 11 enters the liner 7, where the separated liquid is simultaneously received through the central suction pipe. When the gas rises along the shank 7, the gas globules, increasing in diameter, are connected to each other, forming large gas bubbles in the form of gas pads, the energy of which is sufficient to lift the liquid along the shank 7 from the bottom to the reception of the pump 4. At the same time, the conditions for gas re-dissolution in the produced fluid are absent.

Конструкция устройства позволяет пропускать через насос весь объем газожидкостной смеси, без предварительного отделения газа от жидкости на приеме насоса. The design of the device allows you to pass through the pump the entire volume of the gas-liquid mixture, without preliminary separation of gas from the liquid at the pump intake.

В исходном состоянии все клапаны 17, 18, 23 и 25 в насосе закрыты. Нагнетательные клапаны 17 и 25 (тарельчатый и шариковый) удерживаются в закрытом состоянии гидростатическим давлением столба жидкости в НКТ 3. Нижний тарельчатый клапан 18 закрыт весом нижнего плунжера 14 и давлением в промежуточной камере 16. Всасывающий клапан 23 закрыт весом жидкости и газа от предыдущего хода колонны насосных штанг 27. In the initial state, all valves 17, 18, 23 and 25 in the pump are closed. The discharge valves 17 and 25 (poppet and ball) are kept closed by hydrostatic pressure of the liquid column in the tubing 3. The lower poppet valve 18 is closed by the weight of the lower plunger 14 and the pressure in the intermediate chamber 16. The suction valve 23 is closed by the weight of the liquid and gas from the previous stroke of the column sucker rods 27.

При движении колонны насосных штанг 27 вверх нагнетательные тарельчатый клапан 17 и шариковый клапан 25 продолжают удерживаться в закрытом состоянии весом столба жидкости в НКТ 3, а нижний тарельчатый клапан 18 удерживается в закрытом состоянии за счет сопротивления плунжера 14 относительно цилиндра 12 насоса, а всасывающий клапан 23 открыт. Нижний плунжер 14 создает разрежение на приеме насоса 4, и в результате происходит забор газожидкостной смеси из хвостовика 7 в подплунжерную полость нижнего плунжера 14 на полную длину рабочего хода. Выделяющийся из жидкости газ в виде газовых подушек успевает всплыть и собраться над жидкостью под плунжером 14 до следующего цикла. When the column of pump rods 27 moves upward, the poppet valve 17 and the ball valve 25 continue to be kept closed by the weight of the liquid column in the tubing 3, and the bottom poppet valve 18 is kept closed due to the resistance of the plunger 14 relative to the pump cylinder 12, and the suction valve 23 is open. The lower plunger 14 creates a vacuum at the intake of the pump 4, and as a result, the gas-liquid mixture is taken from the shank 7 into the subplunger cavity of the lower plunger 14 for the full length of the working stroke. Gas escaping from the liquid in the form of gas cushions manages to emerge and collect above the liquid under the plunger 14 until the next cycle.

При ходе колонны насосных штанг 27 вниз нагнетательные клапаны 17 и 25 в верхнем плунжере 13 продолжают удерживаться в закрытом состоянии давлением столба жидкости в НКТ 3, а тарельчатый клапан 18 нижнего плунжера 14 открывается, запорный орган 22 выходит из седла 20 на 3-5 мм, за счет того, что нижний плунжер 14 "зависает" относительно цилиндра 12 насоса, т.к. снаружи на плунжере 14 надеты раскрывающиеся полиамидные манжетки 30. Давление в промежуточной камере 16 выравнивается с давлением под нижним плунжером 14, и выделившийся в виде газовой подушки под нижним плунжером 14 газ обменивается на жидкость из промежуточной камеры 16. Под нижним плунжером остается нефть без газовой подушки, и плунжер 14 "тонет" в этой жидкости. During the course of the string of pump rods 27 downward, the discharge valves 17 and 25 in the upper plunger 13 continue to be kept closed by the pressure of the liquid column in the tubing 3, and the poppet valve 18 of the lower plunger 14 opens, the shut-off member 22 leaves the seat 20 by 3-5 mm, due to the fact that the lower plunger 14 "hangs" relative to the cylinder 12 of the pump, because outside the plunger 14, a polyamide cuff 30 is put on. The pressure in the intermediate chamber 16 is equalized with the pressure under the lower plunger 14, and the gas released in the form of a gas cushion under the lower plunger 14 is exchanged for liquid from the intermediate chamber 16. Under the lower plunger, oil remains without a gas cushion , and plunger 14 “sinks” in this fluid.

При дальнейшем движении колонны насосных штанг 27, а вместе с ней и плунжеров 13, 14 вниз под плунжерами поднимается гидравлическое давление и за счет гидравлического сопротивления в соединенных жестко посредством штока 15 запорных органах 21, 22 тарельчатых клапанов 17 и 18 преодолевается давление столба жидкости в НКТ 3. Как следствие - открывается нагнетательный тарельчатый клапан 17 в верхнем плунжере 13 на 3-5 мм. Газовая подушка из промежуточной камеры 16 прорывается в полость НКТ 3, обмениваясь на жидкость из НКТ 3. Поэтому промежуточная камера 16 постоянно заполнена жидкостью, и верхний плунжер 13, как и нижний плунжер 14, также находится в жидкости. При этом вес столба жидкости передается на всасывающий клапан 23 в нижнем плунжере 14, поэтому клапан 23 находится в закрытом состоянии. With further movement of the string of pump rods 27, and with it the plungers 13, 14, hydraulic pressure rises below the plungers and due to the hydraulic resistance in the shut-off members 21, 22 of the poppet valves 17 and 18 connected rigidly by means of the rod 15, the pressure of the liquid column in the tubing is overcome 3. As a result, the discharge poppet valve 17 opens in the upper plunger 13 by 3-5 mm. The gas cushion from the intermediate chamber 16 breaks into the tubing cavity 3, exchanging for liquid from the tubing 3. Therefore, the intermediate chamber 16 is constantly filled with liquid, and the upper plunger 13, like the lower plunger 14, is also in the liquid. In this case, the weight of the liquid column is transferred to the suction valve 23 in the lower plunger 14, so the valve 23 is in the closed state.

Таким образом, в положении, когда оба плунжера 13 и 14 будут находиться в жидкости (как бы "утонули"), весь газ перепускается через насос 4 в полость НКТ 3, и в цилиндре 12 насоса 4 газ отсутствует. Thus, in the position where both plungers 13 and 14 will be in the liquid (as if “drowned”), all gas is passed through pump 4 into the tubing cavity 3, and there is no gas in cylinder 12 of pump 4.

На следующем этапе при ходе колонны насосных штанг 27, а вместе с ней и плунжеров 13, 14 вверх, запорный орган 21 тарельчатого нагнетательного клапана 17 садится в седло 19. Клапан 17 закрывается, и через шток 15 закрывается тарельчатый клапан 18 нижнего плунжера 14, и вся жидкость, находящаяся над верхним плунжером 13, выталкивается в полость НКТ 3. В процессе работы устройства нефть выталкивается ступенчато, циклами, т.е. при ходе колонны насосных штанг вверх. При этом газ, перепущенный через промежуточную камеру 16 насоса, проходя по колонне НКТ 3 до устья, совершает полезную работу по подъему жидкости как фонтанный подъемник. По мере движения газовых пузырей вверх по лифтовой колонне газовые пузыри увеличиваются в диаметре, способствуя тем самым продвижению жидкости вверх до устья скважины. In the next step, during the course of the string of pump rods 27, and with it the plungers 13, 14 upward, the shut-off member 21 of the poppet discharge valve 17 sits in the seat 19. The valve 17 closes and the poppet valve 18 of the lower plunger 14 closes through the stem 15, and all liquid above the upper plunger 13 is pushed into the tubing cavity 3. During the operation of the device, oil is pushed out stepwise, in cycles, i.e. during the course of the string of pump rods up. At the same time, the gas passed through the intermediate chamber 16 of the pump, passing through the tubing string 3 to the mouth, performs useful work to raise the liquid as a fountain lift. As the gas bubbles move up the lift string, the gas bubbles increase in diameter, thereby promoting the upward movement of the fluid up to the wellhead.

Шариковый клапан 25, встроенный в верхний тарельчатый клапан 17, играет роль циркуляционного клапана при глушении или обратной промывке скважины. Ball valve 25, integrated in the upper poppet valve 17, plays the role of a circulation valve when killing or backwashing the well.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет по сравнению с известным существенно повысить эффективность откачки скважинной жидкости, используя для этого энергию выделяющегося из пластовой жидкости газа. Thus, the proposed technical solution, in comparison with the known one, can significantly increase the efficiency of pumping the wellbore fluid using the energy of the gas released from the reservoir fluid.

Claims

1. A method of raising well fluid by means of downhole gas lift operation in combination with a sucker rod sucker rod production, including creating a downhole gas lift in the lower stage of raising the well fluid and raising the produced gas-liquid mixture along the gas lift shaft, separating the gas-liquid mixture entering the liner and the subsequent raising of the upper well liquid along the tubing string by means of a sucker rod pump, characterized in that the upper stage under the liquid is equipped with a two-plunger pump with hollow plungers and an intermediate annular chamber, separation of the gas-liquid mixture is carried out in the shank of the gas lift before lifting it along the shank, and the production of the produced gas-liquid mixture in the lower stage is carried out by bleeding the separated gas into the cavity of the shank in the form of gas pads and pushing it liquid into the suction line of the pump in the upper stage, the entire volume of the gas-liquid mixture raised along the liner is fed into the sub-plunger cavity pump line, from which through the intermediate annular chamber of the pump gas and liquid are gradually removed from the liquid in the subplunger cavity through the pump’s discharge line, after which the well’s liquid is lifted along the tubing string to the mouth by pushing gas transferred from the subplunger cavity of the pump through pump into the discharge line of the pump.

2. A combined borehole elevator comprising an upper stage located in the casing, made in the form of a deep-well rod pump installed in the tubing string with a discharge and suction lines, a lower stage hydraulically connected to the upper stage, made in the form of a downhole gas lift containing a liner, a gas separator with a suction tube and a gas chamber and a packer, characterized in that the gas separator is mounted on the lower end of the shank and secured by a transfer clutch, in the body of which axial channels are made connecting the gas chamber of the gas separator with the cavity of the shank, while the suction tube of the separator is also connected to the cavity of the shank, the upper end of the shank is connected to the suction line of the pump, while the deep-well sucker rod pump is made in the form of two-plunger one above the other hollow plungers rigidly connected to each other by a rod in the form of a solid rod, an intermediate ring is made between the ends of the plungers, the rod and the cylinder the chamber, in the lower part of the upper plunger and in the upper part of the lower plunger there are poppet valves in the form of a cone seat and a shut-off element with a tapered outer surface, while the shut-off bodies of both poppet valves are rigidly fixed at the ends of the stem, the discharge valve is made in the upper plunger, and A suction valve is installed at the pump inlet.

3. The combined downhole lift according to claim 2, characterized in that the packer in the casing is installed above the pump.

4. The combined downhole lift according to claim 2, characterized in that a flushing valve is installed above the packer.