RU2330936C2 - Method of lifting of fluid from well - Google Patents

Method of lifting of fluid from well Download PDF

Info

Publication number
RU2330936C2
RU2330936C2 RU2006120224/03A RU2006120224A RU2330936C2 RU 2330936 C2 RU2330936 C2 RU 2330936C2 RU 2006120224/03 A RU2006120224/03 A RU 2006120224/03A RU 2006120224 A RU2006120224 A RU 2006120224A RU 2330936 C2 RU2330936 C2 RU 2330936C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
annulus
tubing
well
lifting
Prior art date
Application number
RU2006120224/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2006120224A (en
Inventor
Виталий Семенович Гриб (RU)
Виталий Семенович Гриб
Людмила Витальевна Байжева (RU)
Людмила Витальевна Байжева
Original Assignee
Виталий Семенович Гриб
Людмила Витальевна Байжева
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Виталий Семенович Гриб, Людмила Витальевна Байжева filed Critical Виталий Семенович Гриб
Priority to RU2006120224/03A priority Critical patent/RU2330936C2/en
Publication of RU2006120224A publication Critical patent/RU2006120224A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2330936C2 publication Critical patent/RU2330936C2/en

Links

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention concerns methods of oil lifting from wells. The method involves installation of a perforated casing pipe and oil well tubing with a reverse valve in the bottom part. The reverse valve is also installed in the casing pipe above the perforation interval with the help of a packer. Well fluid is lifted through the central hole of the oil well tubing by displacing the fluid with natural gas compressed to the necessary pressure and pumped to the hole clearance of the oil well tubing. At that, fluid level in the hole clearance should not fall to the bottom of the oil well tubing.
EFFECT: streamlining of fluid lifting from the well bottom to the surface, reduction of fluid lifting expenses and improvement of environmental situation.
1 dwg

Description

Изобретение относится к технике подъема нефти из скважин.The invention relates to techniques for lifting oil from wells.

Известны способы подъема нефти из скважин на поверхность, основанные на применении поршневых, электроцентробежных или других устройств, опускаемых на забой скважины (см. кн. К.Р.Уразаков, В.В.Андреев, В.П.Жулаев. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. - М.: Недра, 1999; кн. под редакцией Ш.К.Гиматудинова. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974).Known methods of lifting oil from wells to the surface, based on the use of piston, electric centrifugal or other devices lowered to the bottom of the well (see Prince K.R. Urazakov, V.V. Andreev, V.P. Zhulaev. Oilfield equipment for cluster wells. - M.: Nedra, 1999; book edited by Sh. K. Gimatudinova. A reference book on oil production. - M.: Nedra, 1974).

Недостатком аналогов является наличие в скважине довольно сложных устройств, часто выходящих из строя, что вызывает необходимость проведения дорогостоящих подземных ремонтов, простои скважин и повышение себестоимости добываемой продукции. Существенно ухудшается работа глубинных насосов и в связи с тем, что большинство скважин бурят наклонно-направленно (кустовое бурение), и из продуктивных пластов вместе с жидкостью выносится большое количество механических примесей (см. кн. К.Р.Уразаков. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993).The disadvantage of analogues is the presence of rather complex devices in the well, often failing, which necessitates expensive underground repairs, downtime of wells and an increase in the cost of production. The operation of deep-well pumps is significantly deteriorating due to the fact that most wells are drilled in directional direction (cluster drilling), and a large amount of mechanical impurities is removed from the productive formations along with the fluid (see book K.R. Urazakov. wells. - M .: Nedra, 1993).

Известен газлифтный способ подъема нефти на поверхность, при котором в скважину (в обсадную колонну) опускаются насосно-компрессорные трубы с установленными на разной глубине клапанами. В затрубное пространство (в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами) с помощью компрессоров нагнетается газ, который, попадая во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, смешивается с поднимаемой по внутренней полости насосно-компрессорных труб жидкостью, облегчая столб жидкости за счет уменьшения плотности ее, и способствует продвижению этой жидкости на поверхность за счет «проталкивания» ее на поверхность поднимающимися пузырьками газа (см. кн. под редакцией Ш.К.Гиматудинова. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974).There is a known gas-lift method for raising oil to the surface, in which tubing with valves installed at different depths is lowered into the well (into the casing). A gas is injected into the annulus (into the annular space between the casing and tubing) by means of compressors, which, getting into the inner cavity of the tubing, is mixed with the liquid being lifted through the inner cavity of the tubing, facilitating the liquid column due to reducing its density, and contributes to the advancement of this liquid to the surface by “pushing” it to the surface by rising gas bubbles (see the book, edited by Sh.K. Gimatudinova. Reference book on oil production. - M .: Nedra, 1974).

Существенными недостатками прототипа являются громоздкость и сложность технической реализации поверхностного компрессорного хозяйства, большой расход газа (низкий КПД), технико-экономическая нецелесообразность использования компрессорного способа эксплуатации скважин при большом процентном содержании пластовой воды в добываемой нефти. По этим причинам компрессорный способ подъема нефти с забоя скважин на поверхность заменяют глубинно-насосным способом, что имело место, например, в ОАО «Самотлорнефтегаз».Significant disadvantages of the prototype are the bulkiness and complexity of the technical implementation of the surface compressor facilities, high gas consumption (low efficiency), technical and economic inappropriateness of using the compressor method of operating wells with a large percentage of produced water in the produced oil. For these reasons, the compressor method of lifting oil from the bottom of the wells to the surface is replaced by the deep-pump method, which was the case, for example, at OJSC Samotlorneftegaz.

Целью настоящего изобретения является упрощение способа подъема жидкости с забоя на поверхность, упрощение глубинно-насосного оборудования, улучшение экологической обстановки, уменьшение затрат на подъем жидкости из скважин.The aim of the present invention is to simplify the method of lifting fluid from the bottom to the surface, simplifying the downhole pumping equipment, improving the environmental situation, reducing the cost of lifting fluid from the wells.

Настоящая цель достигается тем, что в скважину опускаются два клапана, один из которых укрепляется в обсадной колонне с помощью пакера выше кровли нефтяного пласта, а другой - в нижней части насосно-компрессорных труб. Жидкость из скважины вытесняется на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб нагнетаемым в затрубное пространство добываемым вместе с нефтью газом, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускается до низа насосно-компрессорных труб (жидкость в затрубном пространстве используется как «жидкий поршень»).This goal is achieved by the fact that two valves are lowered into the well, one of which is fixed in the casing with the help of a packer above the roof of the oil reservoir, and the other in the lower part of the tubing. The fluid from the well is displaced to the surface through the inner cavity of the tubing pumped into the annulus by the gas produced together with the oil, and the fluid level in the annulus does not drop to the bottom of the tubing (the fluid in the annulus is used as a “fluid piston”).

На чертеже показана принципиальная схема способа подъема жидкости с забоя на поверхность и принципиальная схема устройства для его реализации. В скважину, оборудованную обсадной колонной 1, опускаются насосно-компрессорные трубы 2 с обратным клапаном 3 в нижней части. Обратный клапан 4 устанавливается с помощью пакера 5 выше кровли продуктивного пласта 6 и предназначен для того, чтобы поднимаемое в затрубном пространстве давление при вытеснении жидкости на поверхность не воздействовало на пласт 6 (чтобы находящаяся на забое жидкость не «задавливалась» в пласт 6). На поверхности располагаются ресивер 7, электродвигатель с компрессором 8 и электроклапаны 11-15.The drawing shows a schematic diagram of a method of lifting liquid from the bottom to the surface and a schematic diagram of a device for its implementation. In the well equipped with a casing 1, the tubing 2 is lowered with a check valve 3 in the lower part. The non-return valve 4 is installed with the help of a packer 5 above the roof of the productive formation 6 and is designed so that the pressure raised in the annulus when the fluid is displaced to the surface does not affect the formation 6 (so that the liquid located on the bottom is not "crushed" into the formation 6). On the surface are the receiver 7, an electric motor with a compressor 8 and solenoid valves 11-15.

При нагнетании газа из ресивера 7 в затрубное пространство клапан 4 будет закрыт и жидкость из затрубного пространства, открыв клапан 3, будет перетекать во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб и в выкидную линию. Уровень жидкости в затрубном пространстве не должен опускаться до клапана 3 (должен быть выше на 10-20 метров), что можно контролировать по манометрам 9 и 10, т.е. при нижнем значении уровня жидкости в затрубном пространстве газ из затрубного пространства не должен проходить во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб. Затем давление в затрубном пространстве понижается (например, с помощью компрессора 8 откачивается в ресивер 7), клапан 3 при этом закроется и давление столба жидкости, находящейся во внутренней полости насосно-компрессорных труб, не будет передаваться на продуктивный пласт 6. В этот момент гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве будет меньше пластового давления, клапан 4 откроется и жидкость из пласта 6 будет перетекать в затрубное пространство, стремясь подняться до статического уровня.When gas is injected from the receiver 7 into the annulus, the valve 4 will be closed and the liquid from the annulus, opening valve 3, will flow into the internal cavity of the tubing and in the discharge line. The fluid level in the annulus should not fall to valve 3 (it should be 10-20 meters higher), which can be monitored using gauges 9 and 10, i.e. at a lower value of the liquid level in the annulus, gas from the annulus should not pass into the internal cavity of the tubing. Then the pressure in the annulus decreases (for example, using a compressor 8 is pumped into the receiver 7), the valve 3 is closed and the pressure of the column of liquid in the inner cavity of the tubing will not be transmitted to the reservoir 6. At this point, the hydrostatic the pressure of the liquid column in the annulus will be less than the reservoir pressure, valve 4 will open and fluid from the reservoir 6 will flow into the annulus, trying to rise to a static level.

После достижения установленного технологической службой динамического уровня (или после установленного времени накопления жидкости в затрубном пространстве) цикл вытеснения жидкости из затрубного пространства повторяется.After reaching the dynamic level established by the technological service (or after the established time of fluid accumulation in the annulus), the cycle of fluid displacement from the annulus is repeated.

Простые расчеты показывают реальность такого способа подъема жидкости. На примере реальной скважины примем глубину Н спуска насосно-компрессорных труб 1000 метров, статический уровень Нст 300 метров от устья. Предположим, что скважина заполнена пластовой водой удельного веса 1,14 г/см3 (при наличии нефти значения давлений будут меньше). Гидростатическое давление столба жидкости полностью заполненных насосно-компрессорных труб составит 114 кг/см2. Если принять давление на выкиде на устье скважины (необходимое для «проталкивания» жидкости до автоматизированной групповой замерной установки или нефтесборного парка) равным 10 кг/см2, то давление у низа насосно-компрессорных труб будет составлять 124 кг/см2. Гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве на уровне низа насосно-компрессорных труб (700 метров от низа насосно-компрессорных труб) будет составлять 79,8 кг/см2, примем за 80 кг/см2. В этом случае при закрытом обратном клапане 4 на устье затрубного пространства для вытеснения жидкости необходимо создать давление, большее 120-80=44 кг/см2. Если необходимо, выталкивая нефть на поверхность по внутренней полости насосно-компрессорных труб, понизить уровень в затрубном пространстве на 100 метров (т.е. до 400 метров от устья), то давление нагнетаемого природного газа необходимо поднять с 44 до 56 кг/см2. Соответственно, если необходимо уровень жидкости в затрубном пространстве понизить на 200 метров от статического (от 300 метров), то давление природного газа в затрубном пространстве следует поднять до 68 кг/см2.Simple calculations show the reality of this method of lifting the liquid. On the example of a real well, we take the depth H of the descent of the tubing 1000 meters, the static level H article 300 meters from the mouth. Assume that the well is filled with formation water with a specific gravity of 1.14 g / cm 3 (in the presence of oil, the pressure values will be less). The hydrostatic pressure of the liquid column of a fully filled tubing will be 114 kg / cm 2 . If we assume that the pressure at the wellhead (necessary for “pushing” the fluid to the automated group metering unit or oil recovery park) is 10 kg / cm 2 , then the pressure at the bottom of the tubing will be 124 kg / cm 2 . The hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus at the bottom of the tubing (700 meters from the bottom of the tubing) will be 79.8 kg / cm 2 , for 80 kg / cm 2 . In this case, when the check valve 4 is closed, at the mouth of the annulus to displace the fluid, it is necessary to create a pressure greater than 120-80 = 44 kg / cm 2 . If necessary, by pushing oil to the surface along the inner cavity of the tubing, lower the level in the annulus by 100 meters (i.e., up to 400 meters from the mouth), then the pressure of the injected natural gas must be raised from 44 to 56 kg / cm 2 . Accordingly, if it is necessary to lower the liquid level in the annulus by 200 meters from the static (from 300 meters), then the pressure of natural gas in the annulus should be raised to 68 kg / cm 2 .

Ресивер для реализации предложенного способа может быть изготовлен из стальной трубы диаметром 1420 мм, используемой для прокладки магистральных газопроводов, рабочее давление в которых 75 кг/см2.The receiver for implementing the proposed method can be made of steel pipe with a diameter of 1420 mm, used for laying main gas pipelines, the working pressure of which is 75 kg / cm 2 .

Повышение коэффициента полезного действия предлагаемого способа подъема жидкости из скважин может быть достигнуто использованием этого способа в нескольких соседних скважинах (предположим, скважины А и Б куста скважин), если газ из затрубного пространства скважины, в которой завершен цикл вытеснения жидкости (скважина А), перепускается в затрубное пространство соседней скважины Б, в которой предстоит увеличивать давление в затрубном пространстве для осуществления цикла подъема жидкости. На газонапорных линиях установлены электроклапаны 11-15. При нагнетании газа из ресивера 7 в затрубное пространство скважины А открыты электроклапаны 14, 15 и 12. Остальные электроклапаны закрыты. После понижения уровня в затрубном пространстве в скважине А до требуемой глубины электроклапан 15 закрывается и при открытом электроклапане 14 открывается электроклапан 11 и давление из затрубного пространства скважины А перепускается в затрубное пространство скважины Б. После достижения равенства давления в затрубных пространствах скважин А и Б электроклапан 14 закрывается, а электроклапан 15 открывается. Дальнейшее повышение давления в затрубном пространстве скважины Б до нужного значения осуществляется за счет подачи газа из ресивера 7. Дальнейшее понижение давление в затрубном пространстве скважины А осуществляется подключением затрубного пространства скважины А к всасывающей линии компрессора 8, для чего электроклапан 13 открывается, а электроклапан 12 закрывается.An increase in the efficiency of the proposed method for raising liquid from wells can be achieved by using this method in several neighboring wells (say, wells A and B of a wellbore) if gas from the annulus of the well in which the fluid displacement cycle is completed (well A) is bypassed in the annular space of the neighboring well B, in which it is necessary to increase the pressure in the annular space for the implementation of the fluid lifting cycle. Solenoid valves have electro-valves 11-15. When gas is injected from the receiver 7 into the annulus of well A, the electrovalves 14, 15 and 12 are open. The remaining electrovalves are closed. After lowering the level in the annulus in well A to the required depth, the solenoid valve 15 closes and when the solenoid valve 14 is open, the solenoid valve 11 opens and pressure from the annulus of well A passes to the annulus of well B. After the pressure equality in the annulus of wells A and B is reached, the solenoid 14 closes, and the solenoid valve 15 opens. A further increase in pressure in the annulus of well B to the desired value is achieved by supplying gas from the receiver 7. A further decrease in pressure in the annulus of well A is achieved by connecting the annulus of well A to the suction line of compressor 8, for which the solenoid 13 opens and the solenoid 12 closes .

Таким образом можно подключить к ресиверу все скважины одного куста, установив дополнительно требуемое количество электроклапанов.Thus, it is possible to connect to the receiver all the wells of one cluster by installing an additional required number of solenoid valves.

Работой оборудования всего куста скважин управляет станция управления, установленная на поверхности в удобном месте.The equipment of the entire well cluster is controlled by a control station installed on the surface in a convenient location.

Таким образом можно поднимать жидкость из всех скважин куста, имея в наличии один ресивер требуемого объема, один электродвигатель с компрессором и соединительные рукава высокого давления. Для повышения надежности работы куста скважин целесообразно иметь в качестве резервных ресивер и электродвигатель с компрессором.Thus, it is possible to lift fluid from all the wells in the cluster, having one receiver of the required volume, one electric motor with a compressor, and high-pressure connecting hoses. To increase the reliability of the well cluster, it is advisable to have a receiver and an electric motor with a compressor as backup.

Производительность каждой скважины в кусте может регулироваться независимо от остальных величиной диапазона изменения давления в затрубном пространстве.The productivity of each well in the cluster can be regulated independently of the rest by the magnitude of the range of pressure changes in the annulus.

Claims (1)

Способ подъема жидкости из скважин, оборудованных перфорированной обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с обратным клапаном в нижней части, отличающийся тем, что обратный клапан устанавливают и в обсадной колонне выше интервала перфорации с помощью пакера, а жидкость из скважин поднимают путем ее вытеснения через внутреннюю полость насосно-компрессорных труб периодическим нагнетанием в их затрубное пространство сжатого до необходимого давления природного газа, причем уровень жидкости в затрубном пространстве не опускают до низа насосно-компрессорных труб.The method of lifting fluid from wells equipped with a perforated casing string and tubing with a check valve in the lower part, characterized in that the check valve is also installed in the casing above the perforation interval using a packer, and the fluid from the wells is lifted by displacement through the internal the cavity of the tubing by periodic injection into their annulus of compressed natural gas to the required pressure, and the liquid level in the annulus is not lower t to the bottom of the tubing.
RU2006120224/03A 2006-06-08 2006-06-08 Method of lifting of fluid from well RU2330936C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006120224/03A RU2330936C2 (en) 2006-06-08 2006-06-08 Method of lifting of fluid from well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006120224/03A RU2330936C2 (en) 2006-06-08 2006-06-08 Method of lifting of fluid from well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006120224A RU2006120224A (en) 2007-12-27
RU2330936C2 true RU2330936C2 (en) 2008-08-10

Family

ID=39018456

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006120224/03A RU2330936C2 (en) 2006-06-08 2006-06-08 Method of lifting of fluid from well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2330936C2 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2465442C1 (en) * 2011-04-13 2012-10-27 Виталий Семенович Гриб Method of lifting water from wells
RU2695194C1 (en) * 2018-12-17 2019-07-22 Алексей Алексеевич Гавриленко Installation and method of operation of oil wells
RU193244U1 (en) * 2019-05-07 2019-10-21 Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" Technological piping of production wells at the well pad

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГИМАТУДИНОВ Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, с.224-243. *
МУРАВЬЕВ И.М. и др. Эксплуатация нефтяных месторождений. - М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949, с.460-480. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2465442C1 (en) * 2011-04-13 2012-10-27 Виталий Семенович Гриб Method of lifting water from wells
RU2695194C1 (en) * 2018-12-17 2019-07-22 Алексей Алексеевич Гавриленко Installation and method of operation of oil wells
RU193244U1 (en) * 2019-05-07 2019-10-21 Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" Technological piping of production wells at the well pad

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006120224A (en) 2007-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9322251B2 (en) System and method for production of reservoir fluids
US8006756B2 (en) Gas assisted downhole pump
US9435163B2 (en) Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well
CN103998783A (en) Horizontal and vertical well fluid pumping system
US6854518B1 (en) Method and apparatus for enhancing production from an oil and/or gas well
RU2303125C1 (en) Multizone oil reservoir development method
CN2913612Y (en) Well bore enclosed type coal bed air extraction well
CN106593387A (en) Sectional multi-cluster fracturing method of horizontal well
Kolawole et al. Artificial lift system applications in tight formations: the state of knowledge
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
Kolawole et al. Comprehensive review of artificial lift system applications in tight formations
US5971069A (en) Well completion and production techniques
US20170191355A1 (en) Two-step artificial lift system and method
RU2465442C1 (en) Method of lifting water from wells
RU60616U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
RU68588U1 (en) THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU52917U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS
CN103470233A (en) Heavy oil reservoir natural gas huff-and-puff oil production process system and oil production method
US10436007B2 (en) Device for discharging liquids accumulated in a well
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU40647U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF A TWO LAYER WELL
RU60615U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS
RU2769027C1 (en) Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options)

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130609