RU2247228C2 - Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water - Google Patents
Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2247228C2 RU2247228C2 RU2003110085/03A RU2003110085A RU2247228C2 RU 2247228 C2 RU2247228 C2 RU 2247228C2 RU 2003110085/03 A RU2003110085/03 A RU 2003110085/03A RU 2003110085 A RU2003110085 A RU 2003110085A RU 2247228 C2 RU2247228 C2 RU 2247228C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- hydrocarbon
- pump
- oil
- cone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи углеводородов с подошвенной водой и технологии добычи углеводородов - нефти, газа, газового конденсата - штанговыми насос-компрессорами типа НРП.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing a hydrocarbon pool with bottom water and hydrocarbon production technology - oil, gas, gas condensate - sucker-rod pump-type compressors type НРП.
В отечественной и международной практике широкое признание получили методы искусственного заводнения пластов и его разновидности. В России около 90% нефти добывается с применением заводнения пластов.In domestic and international practice, methods of artificial flooding of reservoirs and its varieties are widely recognized. In Russia, about 90% of oil is produced using waterflooding.
В настоящее время большинство месторождений природных углеводородов с такой системой разработки находятся на завершающей стадии эксплуатации и характеризуются постоянным снижением уровней добычи нефти и газа, резким ростом обводненности продукции, массовым сокращением действующего фонда добывающих скважин ввиду нерентабельности их дальнейшей эксплуатации.Currently, most natural hydrocarbon fields with such a development system are at the final stage of operation and are characterized by a constant decrease in oil and gas production, a sharp increase in water cut, a massive reduction in the existing stock of production wells due to the unprofitability of their further operation.
Кроме того, имеется ряд нефтяных залежей с осложненными условиями:In addition, there are a number of oil deposits with complicated conditions:
- водоплавающие нефтяные залежи,- waterfowl oil deposits,
- нефтяные залежи с низкой продуктивностью,- oil deposits with low productivity,
- нефтяные залежи с низкими пластовыми и забойными давлениями,- oil deposits with low reservoir and bottomhole pressures,
- нефтяные залежи с высокими газовыми факторами (500-1000 м3/т),- oil deposits with high gas factors (500-1000 m 3 / t),
- нефтяные залежи с газовой шапкой,- oil deposits with a gas cap,
- нефтяные оторочки в газовых и газоконденсатных месторождениях и т.д., при разработке и эксплуатации которых существующая технология добычи углеводородов имеет низкие показатели, а затраты пластовой энергии газового фактора и пластовой температуры расточительны.- oil rims in gas and gas condensate fields, etc., the development and operation of which the existing technology for hydrocarbon production is low, and the cost of reservoir energy of the gas factor and reservoir temperature is wasteful.
В процессе эксплуатации скважин в дренированной части пласта и призабойной зоне в объеме депрессионной воронки образуется конус воды, состоящий из разных пропорций эмульсии первого и второго рода, который снижает фазовую проницаемость по нефти и является барьером для притока нефти из нефтенасыщенной части пласта. В этих условиях метод искусственного заводнения и существующая технология добычи нефти накопила много негативных факторов и не удовлетворяет требованиям практики добычи нефти, газа и конденсата.During the operation of wells in the drained part of the formation and the bottom-hole zone, a water cone is formed in the volume of the depression funnel, consisting of different proportions of emulsions of the first and second kind, which reduces the phase permeability of oil and is a barrier to the influx of oil from the oil-saturated part of the formation. Under these conditions, the artificial flooding method and the existing oil production technology have accumulated many negative factors and do not meet the requirements of oil, gas and condensate production practices.
К настоящему времени разработано много различных методов и технологий увеличения текущей нефтеотдачи пластов проведением различных видов обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ) на основе нового оборудования и новых технологий подъема нефти. В последние годы широкое применение приобрели гидроразрыв пласта и зарезка вторых стволов с целью выйти на нефтенасыщенную часть пласта или невырабатываемые линзы, целики. Проходят промышленные испытания дилатационно-волновые воздействия на породы пластов в призабойной зоне скважин, оборудованных ШГН, в которых используются переменные поля упругих деформаций на фоне аномальных статических напряжений. К сожалению, большинство новых известных методов и технологий требуют значительных затрат и поэтому не снижают, а часто увеличивают себестоимость нефти и не решают задачи повышения рентабельности скважин на истощенных месторождениях. Ресурсозатраты на добычу 1 т нефти такими методами в десятки раз превышают ресурсозатраты на добычу одной тонны нефти при добыче предлагаемым способом.To date, many different methods and technologies have been developed to increase the current oil recovery by conducting various types of bottom hole treatment (BHP) based on new equipment and new oil lifting technologies. In recent years, hydraulic fracturing and sidetracking have become widely used in order to reach the oil-saturated part of the reservoir or undeveloped lenses, pillars. Industrial tests are conducted on dilatation-wave effects on formation rocks in the near-wellbore zone of wells equipped with SHG, which use variable fields of elastic deformations against the background of abnormal static stresses. Unfortunately, most of the new known methods and technologies require significant costs and therefore do not reduce, but often increase the cost of oil and do not solve the problem of increasing the profitability of wells in depleted fields. Resource costs for the production of 1 ton of oil by such methods are ten times higher than the resource costs for the production of one ton of oil in the production of the proposed method.
Известен способ добычи нефти и газожидкостных смесей с помощью насосной установки с раздельным приемом нефти (нефтегазовой смеси) и воды (НРП), в котором откачивают воду через хвостовик, расположенный ниже уровня водонефтяного контакта в пласте и соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра НРП, а нефть (нефтегазовую смесь) - по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП (SU 1323743, МПК F 04 В 47/02, опубл. 15.07.1987).There is a method of producing oil and gas-liquid mixtures using a pumping unit with separate intake of oil (oil and gas mixture) and water (LFP), in which water is pumped through a liner located below the oil-water contact in the reservoir and connected to the lower suction valve of the LSP cylinder, and oil (oil and gas mixture) - through the annulus through the lateral suction valve of the hydraulic cylinder cylinder (SU 1323743, IPC F 04 B 47/02, publ. 15.07.1987).
Недостатком известного способа является низкая эффективность использования в условиях описанного выше оборудования и технологии добычи углеводородов для разрушения конуса воды, препятствующего притоку нефти из нефтенасыщенной части пласта, и снижение эффекта в добыче углеводородов.The disadvantage of this method is the low efficiency of use under the conditions of the equipment and technology of hydrocarbon production for the destruction of the water cone, preventing the flow of oil from the oil-saturated part of the reservoir, and the decrease in the effect of hydrocarbon production.
Задачей изобретения является повышение текущей нефтеотдачи и добычи углеводородов (нефти, газа, конденсата, нефтегазовой смеси) на эксплуатируемых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, повышение энергоэффективности использования природных ресурсов.The objective of the invention is to increase the current oil recovery and production of hydrocarbons (oil, gas, condensate, oil and gas mixture) in the exploited oil, gas and gas condensate fields, increasing the energy efficiency of the use of natural resources.
Технический результат изобретения - повышение притока добываемого углеводорода путем обеспечения разрушения конуса воды, образующегося в призабойной зоне, и сообщения нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины.The technical result of the invention is to increase the flow of produced hydrocarbon by ensuring the destruction of the cone of water formed in the bottom hole zone and the communication of the oil-saturated part of the reservoir with the wellbore.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождения углеводорода с подошвенной водой и добычи углеводорода штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды типа НРП, по которому устанавливают насос-компрессор таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже подошвы пласта, предварительно осуществляют разрушение конуса воды в призабойной зоне пласта путем откачки воды через хвостовик, соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра НРП, и по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра НРП и при увеличении в откачиваемой жидкости содержания углеводородов делают вывод о начале разрушения конуса воды, продолжают откачку до значительного или полного разрушения и размыва эмульсии в конусе воды, образующейся в неоднородной пористой среде пласта на границах углеводород-вода и вода-углеводород, расслоения потоков воды и углеводорода и приведения текущего водоуглеродного контакта к первоначальному положению, а затем в процессе добычи продолжают откачивать воду через хвостовик, а углеводороды - по затрубному пространству.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing a hydrocarbon field with plantar water and hydrocarbon production by a sucker rod pump compressor with separate intake of hydrocarbon and water of the type НРП, by which the compressor pump is installed so that the inlet of the liner is located below the bottom of the formation, preliminarily destruction of the water cone in the bottom-hole zone of the formation by pumping water through a liner connected to the lower suction valve of the hydraulic fracturing cylinder, and along the annulus through the lateral suction valve of the hydraulic oil cylinder and with an increase in the hydrocarbon content in the pumped liquid, they conclude that the water cone begins to fracture, continue pumping until significant or complete destruction and erosion of the emulsion in the water cone, formed in the inhomogeneous porous formation medium at the hydrocarbon-water and water interfaces - hydrocarbon, stratification of water and hydrocarbon streams and bringing the current water-carbon contact to its original position, and then continue to pump water through the shank during production, and hydrocarbons in the annulus.
Кроме того, предпочтительно использовать насос-компрессор с расстоянием от нижнего всасывающего клапана до бокового, выбранным из условия обеспечения отбора всей поступающей на забой скважины воды.In addition, it is preferable to use a pump-compressor with a distance from the lower suction valve to the side, selected from the condition of ensuring the selection of all water entering the bottom of the well.
Кроме того, на стадии добычи углеводорода целесообразно контролировать соотношение притока пластовой воды и количества откачиваемой воды и при их неравенстве регулировать положение плунжера цилиндра НРП таким образом, чтобы эти значения были равны.In addition, at the stage of hydrocarbon production, it is advisable to control the ratio of formation water inflow to the amount of pumped water and, if they are not equal, to adjust the position of the hydraulic cylinder cylinder plunger so that these values are equal.
Технический результат достигается за счет того, что значительное или полное разрушение и размыв эмульсии в конусе воды и приведение текущего ВНК к первоначальному положению при работе НРП обеспечивается:The technical result is achieved due to the fact that significant or complete destruction and erosion of the emulsion in the cone of water and bringing the current KSS to its original position during the operation of the UHF is ensured by:
- изменением направления потоков пластовый воды и углеводородов в конусе воды призабойной зоны скважины;- a change in the direction of formation water and hydrocarbon flows in the water cone of the well bottom zone;
- колебательными процессами, происходящими в стволе и призабойной зоне скважины, образующимися при ходе плунжера вверх и вниз при работе НРП;- oscillatory processes occurring in the wellbore and bottomhole zone of the well, formed during the course of the plunger up and down during the operation of the hydraulic fracturing;
- значительным или полным отбором (откачкой) поступающей пластовой воды на прием хвостовика.- significant or complete selection (pumping) of incoming formation water to receive the liner.
Разрушение эмульсии, расслоение потоков воды и углеводорода происходит с использованием штанговой насосно-компрессорной установки для раздельного отбора воды и углеводородов из пласта (НРП), спущенной в скважину таким образом, чтобы приемное устройство хвостовика располагалось ниже подошвы и вода откачивалась по хвостовику, а углеводороды откачивались по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан в цилиндре НРП.The destruction of the emulsion, the separation of water and hydrocarbon flows is carried out using a sucker rod pump for separate selection of water and hydrocarbons from the reservoir, which is lowered into the well so that the receiver of the liner is located below the sole and the water is pumped out along the liner and hydrocarbons are pumped out in the annulus through the lateral suction valve in the cylinder of the hydraulic distributor.
На чертеже изображен один из вариантов установки для реализации способа.The drawing shows one of the installation options for implementing the method.
Глубинный штанговый насос-компрессор с раздельным приемом (НРП) содержит корпус 1 с цилиндром 2, в нижнем торце которого имеется нижний всасывающий клапан 3, а к боковой стенке присоединен боковой всасывающий клапан 4. В полости цилиндра 2 расположен плунжер 5 с нагнетательным клапаном 6. К нижней части цилиндра присоединен хвостовик 7 из насосно-компрессорных труб или длинномерной трубы меньшего диаметра с фильтром и заглушкой на конце.The deep sucker rod pump-compressor with separate intake (NRP) contains a housing 1 with a cylinder 2, in the lower end of which there is a lower suction valve 3, and a side suction valve 4 is connected to the side wall. A plunger 5 with a discharge valve 6 is located in the cavity of the cylinder 2. A shank 7 of tubing or long pipe of smaller diameter with a filter and a plug at the end is attached to the lower part of the cylinder.
Способ добычи согласно изобретению реализуется следующим образом.The production method according to the invention is implemented as follows.
Основными силами, удерживающими эмульсию в неоднородной пористой среде при вытеснении ее водой, являются капиллярные силы. При снижении действия капиллярных сил за счет уменьшения межфазного натяжения с 25...35 до 0,01...0,001 мН/м достигается практически полное (до 95...98%) вытеснения нефти. Поэтому разделение потоков и изменение направлений движения углеводорода и пластовой воды в конусе призабойной зоны скважины является сущностью разработки нефтяных, газовых залежей и залежей газоконденсатных месторождений с подошвенной водой.The main forces that hold the emulsion in a heterogeneous porous medium when it is displaced by water are capillary forces. With a decrease in the action of capillary forces due to a decrease in interfacial tension from 25 ... 35 to 0.01 ... 0.001 mN / m, almost complete (up to 95 ... 98%) oil displacement is achieved. Therefore, the separation of flows and the change in the direction of movement of hydrocarbon and produced water in the cone of the bottomhole zone of the well is the essence of the development of oil, gas deposits and deposits of gas condensate fields with bottom water.
Нижняя часть хвостовика 7 с фильтром и заглушкой спускается ниже подошвы пласта. При запуске насоса за счет разности плотностей углеводорода и пластовой воды линия тока по воде повернется вниз в фильтровую часть хвостовика 7 и будет откачиваться насосом через нижний всасывающий клапан 3, а водо-нефтегазовая смесь по затрубному пространству откачиваться через боковой клапан 4 насоса-компрессора. При выводе скважины на режим в затрубном пространстве произойдет замещение воды на нефть, создадутся благоприятные условия для разрушения эмульсии и сообщения ствола скважины с нефтенасыщенной частью пласта, возрастет динамический уровень. За счет длительных циклов упруговолнового воздействия продольных колебаний в конусе воды ослабнут капиллярные силы и силы поверхностного натяжения на границах нефть-вода и вода-нефть, начнет постепенно разрушаться эмульсия, и образуются стабильные каналы фильтрации нефти за счет слияния капельной нефти в цепочки с непрерывной нефтенасыщенностью при работе НРП. В первую очередь начнет разрушаться эмульсия в верхней части, имеющей наименьший радиус и объем эмульсии. Использование данного способа позволяет увеличить фазовую проницаемость по нефти и снизить фазовую проницаемость по воде, процент обводнения уменьшится. По снижению процента воды в откачиваемой жидкости можно судить о начале сообщения нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины. Этот процесс может длиться несколько месяцев, пока не разрушится вся эмульсия в конусе и он не осядет до первоначального ВНК (водонефтяного контакта). Все это время будет снижаться процесс обводнения. При достижении начального ВНК снижение процента воды в добываемой продукции прекратится. Ресурс добычи нефти со сниженным процентом пластовой воды и увеличенным процентом нефти будет продолжаться до тех пор, пока не откажет насос. Все сказанное в равной степени относится и к другим углеводородам - газу, нефтегазовой смеси, газовому конденсату.The lower part of the shank 7 with a filter and a plug descends below the bottom of the reservoir. When starting the pump, due to the difference in the densities of hydrocarbon and produced water, the water flow line will turn down to the filter part of the liner 7 and will be pumped out by the pump through the lower suction valve 3, and the water-oil and gas mixture will be pumped through the annular space through the side valve 4 of the compressor pump. When the well is put into operation in the annulus, water will be replaced by oil, favorable conditions will be created for the destruction of the emulsion and the communication of the wellbore with the oil-saturated part of the reservoir, and the dynamic level will increase. Due to the long cycles of the elastic wave action of longitudinal vibrations in the water cone, the capillary and surface tension forces at the oil-water and water-oil boundaries will weaken, the emulsion will gradually break down, and stable oil filtration channels will be formed due to the merging of droplet oil into chains with continuous oil saturation at the work of the NPF. First of all, the emulsion in the upper part, which has the smallest radius and volume of the emulsion, will begin to break down. Using this method allows to increase the phase permeability of oil and reduce the phase permeability of water, the percentage of water cut will decrease. By reducing the percentage of water in the pumped liquid, one can judge the beginning of the communication of the oil-saturated part of the formation with the wellbore. This process can last several months, until the entire emulsion in the cone is destroyed and it settles before the initial oil-and-gas mixture (water-oil contact). All this time, the watering process will decrease. When the initial VNC is reached, the decrease in the percentage of water in the produced products will stop. Oil production resource with a reduced percentage of produced water and an increased percentage of oil will continue until the pump fails. All of the above applies equally to other hydrocarbons - gas, oil and gas mixture, gas condensate.
Существует несколько конструкций насос-компрессоров типа НРП: НРП-44 (см. SU 1323743), 3 НРП, 4 НРП, НРП2-44 (см. US 6182751), 1 НРП, 5 НРП (RU 2112890), 2 НРП (RU 1128090).There are several designs of pump-compressor type НРП: НРП-44 (see SU 1323743), 3 НРП, 4 НРП, НРП2-44 (see US 6182751), 1 НРП, 5 НРП (RU 2112890), 2 НРП (RU 1128090 )
Все они могут использоваться для реализации указанного способа. По типоразмерам насос-компрессоры могут изготавливаться вставные типа НРПВ, так и невставные - НРП размером от 38 до 57 мм и более в зависимости от размера эксплуатационной колоны.All of them can be used to implement this method. According to the standard sizes, pump-compressors can be made of plug-in type НРПВ, and non-ballistic ones - НРП in size from 38 to 57 mm or more, depending on the size of the production string.
Для эксплуатации обводненных скважин до 20-30%, 50-60% и 80-99% необходимо использовать насосы типа НРП с различным расположением бокового клапана 4 от нижнего всасывающего клапана 3 и выполнить главное требование технологии добычи нефти - через нижний всасывающий клапан 3 необходимо, в идеале, отбирать столько воды, сколько ее поступает на забой скважины. Это первое регулирование разделением потоков и отбора пластовой воды. Если обводненность продукции до 20-30% и НРП-44 обеспечивает полную откачку столба пластовой воды с забоя скважины в соответствии с расположением боковой камеры - 0,8 м от нижнего всасывающего клапана 4, то происходит разрушение конуса воды, снижение процента пластовой воды и увеличение процента по нефти. После того, как произойдет максимальное снижение процента обводнения продукции скважин и он больше не будет уменьшаться, необходимо снять динамограмму работы насоса типа НРП и по нагрузкам на штанги относительно нулевой линии (указывающий вес штанг) определить границу откачки пластовой воды. Откачку воды с забоя скважины можно определить также расчетом, умножив диаметр цилиндра на расстояние от нижнего всасывающего клапана до бокового клапана, и сравнить этот результат с фактическим по отбору пробы на устье скважины традиционным методом.For the operation of flooded wells up to 20-30%, 50-60% and 80-99%, it is necessary to use pumps of the type НРП with different location of the side valve 4 from the lower suction valve 3 and to fulfill the main requirement of oil production technology - through the lower suction valve 3 it is necessary, ideally, take as much water as it goes to the bottom of the well. This is the first regulation of flow separation and formation water withdrawal. If the water cut of the product is up to 20-30% and NRP-44 provides a complete pumping of the column of produced water from the bottom of the well in accordance with the location of the side chamber — 0.8 m from the lower suction valve 4, then the water cone is destroyed, the percentage of produced water decreases and the increase percent on oil. After the maximum decrease in the percentage of water cut in the production of wells occurs and it will no longer decrease, it is necessary to remove the dynamogram of the pump of the type НРП and determine the boundary of the pumping of formation water by the loads on the rods relative to the zero line (indicating the weight of the rods). Pumping water from the bottom of the well can also be determined by calculation, multiplying the diameter of the cylinder by the distance from the lower suction valve to the side valve, and compare this result with the actual sampling at the wellhead by the traditional method.
Если приток пластовой воды к забою меньше, чем возможности насоса по откачке воды, приступают ко второй стадии регулирования отбора пластовой воды и нефти. Для этого приподнимают на устье полированный шток и фиксируют его в траверсе канатной подвески, этим самым мы приподнимаем плунжер от нижнего всасывающего клапана и этим самым уменьшаем отбор пластовой воды и увеличиваем отбор нефти за счет увеличения хода плунжера относительно боковой камеры при одной и той же длине хода. Аналогично поступают при обводнении скважины на 50-60% и 80-99%.If the inflow of produced water to the bottom is less than the pump's ability to pump water, proceed to the second stage of regulation of the selection of produced water and oil. To do this, raise the polished rod to the mouth and fix it in the traverse of the rope suspension, thereby we lift the plunger from the lower suction valve and thereby reduce the production of produced water and increase oil withdrawal by increasing the stroke of the plunger relative to the side chamber at the same stroke length . Similarly, when watering a well by 50-60% and 80-99%.
Если по исходным данным обводненность продукции более 20-30% и отобрать всю воду с забоя скважины не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос НРП с другим расстоянием боковой камеры, для откачки продукции скважины с обводнением до 50-60% пластовой воды - расстоянием боковой камеры 1,5 м.If, according to the initial data, the water cut of the product is more than 20-30% and it is not possible to take all the water from the bottom of the well (water inflow is equal to or more than the selection), then an hydraulic pump with a different distance of the side chamber is used to pump out the production of a well with a water cut of up to 50-60 % of produced water - the distance of the side chamber of 1.5 m
Если по исходным данным обводненность продукции более 60%, отобрать всю воду с забоя скважины с боковой камерой до 50-60% не представляется возможным (приток воды равен и более отбора), то применяется насос НРП с другим расстоянием боковой камеры - 1,8 м.If, according to the initial data, the water cut of the product is more than 60%, it is not possible to take all the water from the bottom of the well with the side chamber up to 50-60% (water inflow is equal to or more than the withdrawal), then the hydraulic pump with a different side chamber distance of 1.8 m is used .
Плавное регулирование отбора воды и нефти при обводнении скважины на 50-60% и 80-99% производят аналогично описанному регулированию при обводнении скважины на 20-30%.Smooth regulation of water and oil withdrawal when watering a well by 50-60% and 80-99% is performed similarly to the described regulation when watering a well by 20-30%.
Применение предложенного способа с использованием насос-компрессоров типа НРП позволяет:Application of the proposed method using pump compressors of the type NRP allows you to:
1. Повысить добычу углеводорода и текущую отдачу пластов за счет следующих факторов:1. Increase hydrocarbon production and current reservoir recovery due to the following factors:
- увеличение давления нефтегазовой смеси на входе в насос за счет различных плотностей нефти и пластовой воды соответственно в затрубном пространстве и хвостовике компановки насоса. Сообщение нефтенасыщенной части пласта со стволом скважины и приемом насоса через боковую камеру позволяет наиболее эффективно использовать пластовое давление, без потерь на преодоление столба пластовой воды при обычном насосе ШГН;- an increase in the pressure of the oil and gas mixture at the inlet to the pump due to different densities of oil and produced water, respectively, in the annulus and liner of the pump assembly. The communication of the oil-saturated part of the reservoir with the wellbore and the intake of the pump through the side chamber allows the most efficient use of reservoir pressure without loss of overcoming the column of produced water with a conventional SHG pump;
- повышение КПД работы насоса НРП в связи с исключением влияния вредного пространства в нижнем клапане (заполнен откачиваемой через хвостовик водой) по сравнению с обычной технологией добычи нефти;- increasing the efficiency of the pump НРП due to the exclusion of the influence of harmful space in the bottom valve (filled with water pumped through the shank) compared to conventional oil production technology;
- обеспечение раздельного ввода нефти и воды в цилиндр при добыче нефти исключает условия образования вязких и стойких водонефтяных эмульсий (при обводненности продукции с 40 до 75%), что обеспечивает коэффициент наполнения насоса до 0,8 и т.д.- ensuring the separate entry of oil and water into the cylinder during oil production excludes the conditions for the formation of viscous and stable water-oil emulsions (with water cut from 40 to 75%), which ensures a pump filling factor of up to 0.8, etc.
2. Снизить потери и эффективно использовать пластовую температуру, т.к. при подъеме теплоносителя - пластовой воды по хвостовику, исключается контакт ее с колонной через нефть в кольцевом затрубном пространстве, и снизить или исключить отложения парафина в лифтовых трубах и процессы коррозии в эксплуатационной колонне.2. To reduce losses and effectively use reservoir temperature, because when the heat carrier - formation water rises along the liner, its contact with the column through oil in the annular annular space is excluded, and paraffin deposits in lift pipes and corrosion processes in the production string are reduced or eliminated.
3. Эффективно использовать природный и попутный газ при высоком газовом факторе, поступающий в цилиндр через боковой клапан путем образования газовой пробки в верхней части цилиндра, компремирования его давлением столба водонефтегазовой смеси в лифтовых трубах при ходе плунжера вниз и создания пробкового (близкого к фонтанированию) режима эксплуатации скважины.3. It is effective to use natural and associated gas with a high gas factor entering the cylinder through a side valve by forming a gas plug in the upper part of the cylinder, compressing it with the pressure of the oil-gas mixture column in the lift pipes during the plunger downward and creating a plug (close to gushing) mode well operation.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110085/03A RU2247228C2 (en) | 2003-04-09 | 2003-04-09 | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110085/03A RU2247228C2 (en) | 2003-04-09 | 2003-04-09 | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003110085A RU2003110085A (en) | 2004-11-20 |
| RU2247228C2 true RU2247228C2 (en) | 2005-02-27 |
Family
ID=35286562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003110085/03A RU2247228C2 (en) | 2003-04-09 | 2003-04-09 | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2247228C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102926677A (en) * | 2012-12-02 | 2013-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Long-tail-pipe oil pumping pipe column for preventing corrosion of casing |
-
2003
- 2003-04-09 RU RU2003110085/03A patent/RU2247228C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102926677A (en) * | 2012-12-02 | 2013-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Long-tail-pipe oil pumping pipe column for preventing corrosion of casing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| US20070000663A1 (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive | |
| US20030183394A1 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
| US6182751B1 (en) | Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures | |
| RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| RU2443858C2 (en) | Device for extraction of well product and water pumping to formation | |
| RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2247228C2 (en) | Method for extraction of hydrocarbon deposit with sole water and extraction of hydrocarbon by sucker-rod compressor pump with separated intake of hydrocarbon and water | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2001109157A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFILLING WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2617761C2 (en) | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility | |
| RU2821078C1 (en) | Method for operation of water-flooded gas and gas condensate wells | |
| RU2120543C1 (en) | Method for development of oil field at final stage with the help of forced withdrawal | |
| RU2790463C1 (en) | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2799828C1 (en) | Method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060410 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20080320 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080410 |