RU2364707C1 - Installation for production lifting from two-mouth well - Google Patents
Installation for production lifting from two-mouth well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2364707C1 RU2364707C1 RU2008109799/03A RU2008109799A RU2364707C1 RU 2364707 C1 RU2364707 C1 RU 2364707C1 RU 2008109799/03 A RU2008109799/03 A RU 2008109799/03A RU 2008109799 A RU2008109799 A RU 2008109799A RU 2364707 C1 RU2364707 C1 RU 2364707C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- mouth
- ability
- movement
- possibility
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено, в частности, для добычи вязких нефтей и битумов.The invention relates to the oil and gas industry and is intended, in particular, for the production of viscous oils and bitumen.
Известна «Насосная установка для откачки жидкости из скважины свабированием» (патент RU №2151916, F04B 47/02, опубл. бюлл. №18 от 27.06.2000 г.), включающая смонтированные на основании лебедку с гибким тяговым элементом и мачту, устьевое оборудование, сваб с грузами, соединенный с гибким тяговым элементом, эхолот для измерения уровня жидкости в скважине, размещенный в устьевом оборудовании, датчик перемещения и скорости сваба и приборную панель контроля технологических параметров откачки, отличающаяся тем, что приборная панель насосной установки включает индикаторы высоты захваченного и поднятого столбов жидкости, индикатор суммарного объема поднятой жидкости и регистратор направления движения сваба, связанный с датчиком перемещения и скорости сваба, причем индикатор высоты захваченного столба жидкости связан через алгебраический сумматор с датчиком перемещения и скорости сваба, эхолотом и регистратором направления движения сваба, индикатор высоты поднятого столба жидкости связан с датчиком перемещения и скорости сваба и с установленным на устье скважины датчиком устьевого давления, а индикатор суммарного объема поднятой жидкости связан через арифметический сумматор с индикатором высоты поднятого столба жидкости и с датчиком перемещения и скорости сваба.The well-known "Pump installation for pumping fluid from a well by swabbing" (patent RU No. 2151916, F04B 47/02, publ. Bull. No. 18 dated 06/27/2000), including a winch with a flexible traction element and a mast mounted on the base, wellhead equipment , a swab with loads connected to a flexible traction element, an echo sounder for measuring the liquid level in the well, located in the wellhead equipment, a swab displacement and speed sensor, and a dashboard for monitoring technological parameters of pumping, characterized in that the dashboard of the pump installation includes There are indicators of the height of the trapped and raised columns of liquid, an indicator of the total volume of the raised liquid, and a swab direction indicator connected with the displacement and speed swab sensor, and the height indicator of the captured column of fluid is connected via an algebraic adder to the swab displacement and speed sensor, an echo sounder, and a direction indicator swab, the indicator of the height of the raised liquid column is connected with the displacement and speed sensor of the swab and with the wellhead pressure sensor installed at the wellhead eniya, and the indicator of the total volume of fluid is connected through a raised arithmetic adder indicator raised height of the liquid column with a displacement sensor and the speed swab.
Основным недостатком данного устройства является невозможность работы в двухустьевых скважинах.The main disadvantage of this device is the inability to work in double-well wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов» (патент RU №2246001, E21B 43/24, опубл. бюлл. №15 от 26.05.2003 г.), содержащий установку подъема продукции скважины из двухустьевой скважины, которая обсажена перфорированной в зоне продуктивного пласта замкнутой на устье эксплуатационной колонной с перфорированными насосно-компрессорными трубами (НКТ) внутри, включающая приводной узел, силовые тяги с поршневыми элементами, располагаемые в НКТ и перемещаемые с возможностью реверсивного движения в ней приводным узлом, герметизаторы устьев, один из которых снабжен выкидной линией.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of viscous oil and bitumen deposits" (patent RU No. 2246001, E21B 43/24, publ. Bulletin No. 15 of 05.26.2003), containing installation for raising well production from the double-well well, which is cased perforated in the zone of the reservoir, closed at the mouth of the production string with perforated tubing inside, including the drive unit, power traction with piston elements located in the tubing and moved with the possibility reverse movement in it by a drive unit, mouth sealants, one of which is equipped with a flow line.
Недостатками устройства являются высокая сложность его конструкции, высокая металлоемкость как скважинного, так и наземного оборудования, низкая производительность работы и невозможность работы в определенном, наиболее эффективном участке скважины.The disadvantages of the device are the high complexity of its design, the high metal consumption of both downhole and ground equipment, low productivity and the inability to work in a particular, most efficient section of the well.
Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение и удешевление конструкции устройства, снижение его металлоемкости, повышение производительности работы, обеспечение возможности отбора продукции из наиболее эффективного участка скважины и увеличение времени между обслуживаниями герметизаторов за счет увеличения ресурса их работы.The technical task of the invention is to simplify and cheapen the design of the device, reduce its metal consumption, increase productivity, provide the ability to select products from the most efficient section of the well and increase the time between maintenance of the sealants by increasing the resource of their work.
Техническая задача решается установкой подъема продукции из двухустьевой скважины, которая обсажена перфорированной в зоне продуктивного пласта эксплуатационной колонной, включающей приводной узел, силовые тяги с поршневыми элементами, располагаемые в скважине и реверсивно перемещаемые в ней приводным узлом, герметизаторы устьев, один из которых снабжен выкидной линией.The technical problem is solved by installing a product lift from a two-well well, which is cased with a production string perforated in the zone of the productive formation, including a drive unit, power rods with piston elements located in the well and reversibly moved by a drive unit in it, wellhead sealants, one of which is equipped with a flow line .
Новым является то, что поршневые элементы выполнены с возможностью непосредственного взаимодействия с эксплуатационной колонной, а приводной узел выполнен в виде двух расположенных у каждого устья тяговых устройств, работающих с регулируемым ходом синхронно в противофазе при помощи блока управления, при этом оба герметизатора устьев снабжены выкидными линиями и выполнены с возможностью увеличения усилия обжима силовых тяг при их подъеме из скважины и снижения усилия обжима при ходе тяг в скважину.What is new is that the piston elements are designed to interact directly with the production string, and the drive unit is made in the form of two traction devices located at each wellhead, operating with an adjustable stroke synchronously in antiphase using a control unit, while both mouth seals are equipped with flow lines and made with the possibility of increasing the crimping force of the power rods when they rise from the well and reducing the crimping efforts during the rods in the well.
Новым является также то, что блок управления выполнен с возможностью контроля максимального усилия натяжения силовых тяг и снабжен установленным в дополнительном корпусе валом, соединенным напрямую или через редуктор с одним из тяговых устройств и снабженным меткой, перемещаемой в дополнительном корпусе блока управления линейно, пропорционально перемещению силовых тяг, и реверсивно в зависимости от направления перемещения силовых тяг, причем в дополнительном корпусе установлены концевые переключатели, выполненные с возможностью переключения направления перемещения силовых тяг под действием метки.Also new is the fact that the control unit is configured to control the maximum tension force of the power rods and is equipped with a shaft mounted in an additional housing, connected directly or through a gearbox to one of the traction devices and provided with a mark that moves linearly in the additional housing of the control unit in proportion to the movement of the power rods, and reversely depending on the direction of movement of the power rods, and in the additional housing limit switches are installed, made with the possibility of ne eklyucheniya direction of displacement under the action of force linkage tag.
На фиг.1 изображена схема установки.Figure 1 shows the installation diagram.
На фиг.2 изображена схема дополнительного корпуса.Figure 2 shows a diagram of an additional housing.
Установка подъема продукции из двухустьевой скважины 1 (см. фиг.1), которая обсажена перфорированной в зоне продуктивного пласта эксплуатационной колонной 2, включающая приводной узел 3, силовые тяги 4 и 5 с поршневыми элементами 6, располагаемые в скважине 1 и реверсивно перемещаемые в ней приводным узлом 3, герметизаторы устьев 7 и 8, снабженные выкидными линиями 9 и 10. Поршневые элементы 6 выполнены с возможностью непосредственного взаимодействия с эксплуатационной колонной 2. Приводной узел 3 выполнен в виде двух расположенных у каждого устья скважины 1 тяговых устройств 3' и 3”, работающих с регулируемым ходом синхронно в противофазе при помощи блока управления 11. Герметизаторы устьев 7 и 8 выполнены с возможностью увеличения усилия обжима силовых тяг 4 и 5 при их подъеме из скважины 1 и снижения усилия поджима при ходе тяг 4 и 5 в скважину 1. Блок управления 11 выполнен с возможностью контроля при помощи датчиков 12 максимального усилия натяжения силовых тяг 4 и 5 и снабжен установленным в дополнительном корпусе 13 (см. фиг.2) валом 14, соединенным напрямую или через редуктор (на фиг. не показан) с одним из тяговых устройств, например с тяговым устройством 3” (см. фиг.1), и снабженным меткой 15 (см. фиг.2), перемещаемой в дополнительном корпусе 13 блока управления 11 линейно, пропорционально перемещению силовых тяг 4 и 5 (см. фиг.1), и реверсивно в зависимости от направления их перемещения. В дополнительном корпусе 13 (см. фиг.1) установлены концевые переключатели 16 и 17 (см. фиг.2), выполненные с возможностью изменения направления перемещения силовых тяг 4 и 5 (см. фиг.1) под действием метки 15 (см. фиг.2).Installation lifting products from the double-well borehole 1 (see Fig. 1), which is cased with a
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
В двухустьевую добывающую скважину 1 (см. фиг.1), обсаженную эксплуатационной колонной 2 с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте 18, устанавливают поршневые элементы 6 с возможностью непосредственного взаимодействия их с эксплуатационной колонной 2 и реверсивного перемещения в ее пределах с присоединенными к ним силовыми тягами 4 и 5. Силовые тяги 4 и 5 подсоединены соответственно к тяговым устройствам 3' и 3”.In the two-mouth production well 1 (see FIG. 1), cased by
В процессе эксплуатации продуктивного пласта 18 помещенные в скважину 1 поршневые элементы 6 (например, свабы) при помощи силовых тяг 4 и 5 (например, стального каната) перемещаются между устьями скважины 1. При перемещении силовой тяги 4 к тяговому устройству 3' жидкость, находящаяся в полости эксплуатационной колонны 2 перед поршневыми элементами 6, перемещается ими к устью с герметизатором 7, откуда жидкость поступает в выкидную линию 9, что приводит к образованию в ней избыточного давления. В это время в герметизаторе 7 происходит увеличение усилия обжима силовой тяги 4, что исключает утечку продукции из герметизатора 7 по поверхности силовой тяги 4 под действием избыточного давления в выкидной линии 9, из которой жидкость через обратный клапан 19 поступает в систему сбора 20. При движении поршневых элементов 6 в сторону устья с устьевым герметизатором 7 полость эксплуатационной колонны 2 за поршневыми элементами 6 заполняется жидкостью, поступающей из продуктивного пласта 18. При этом в герметизаторе 8, через который в данный момент производится ход силовой тяги 5 с тягового устройства 3” в скважину 1, происходит снижение усилия обжима силовой тяги 5, поскольку в данный момент времени в выкидной линии 10 отсутствует избыточное давление, и герметизация устья скважины обеспечивается меньшим усилием обжима.During the operation of the
Управление тяговыми устройствами 3' и 3” осуществляется автоматически блоком управления 11, получающим управляющие сигналы по линии связи 21 с концевых переключателей 16 (см. фиг.2) и 17 для изменения перемещения поршневых элементов 6 (см. фиг.1) на противоположное (реверс). Концевые переключатели 16 и 17 (например, магнитные реле) (см. фиг.2) вырабатывают управляющие сигналы под действием метки 15 (например, магнит), которая установлена на валу 14, соединенном напрямую или через редуктор (на фиг. не показан) с одним из тяговых устройств, например с тяговым устройством 3” (см. фиг.1). Вал 14 (см. фиг.2) с меткой 15 и концевые переключатели 16 и 17 расположены в дополнительном корпусе 13. Метка 15 перемещается по валу 14 (например, винтовому) пропорционально и согласованно перемещению силовых тяг 4 и 5 (см. фиг.1), в том числе и реверсивно, а концевые переключатели 16 (см. фиг.2) и 17 установлены на линейке 22 с возможностью перемещения и фиксации, что позволяет регулировать ход и интервал перемещения поршневых элементов 6 (см. фиг.1) в скважине 1. Наличие датчиков максимального натяжения силовых тяг 4 и 5 позволяет контролировать скорость их наматывания и сматывания на тяговых устройствах 3' и 3” исключая аварийные ситуации.
Перемещение поршневых элементов 6 в направлении к устью с герметизатором 7 продолжается до тех пор, пока метка 15 не подойдет к концевому выключателю 16. При получении блоком управления 11 управляющего сигнала с концевого выключателя 16 тяговое устройство 3' выключается, движение силовых тяг 4 и 5 и поршневых элементов 6 прекращается. Затем включается тяговое устройство 3”, на которое производится намотка силовой тяги 5. При намотке силовой тяги 5 на тяговое устройство 3” жидкость, находящаяся в полости эксплуатационной колонны 2 перед поршневыми элементами 6 перемещается ими к устью с герметизатором 8, откуда жидкость поступает в выкидную линию 10, что приводит к образованию в ней избыточного давления. В это время в герметизаторе 8 происходит увеличение усилия обжима силовой тяги 5, что исключает утечку продукции из герметизатора 8 по поверхности силовой тяги 5 под действием избыточного давления в выкидной линии 11, из которой жидкость через обратный клапан 23 поступает в систему сбора 20. При движении поршневых элементов 6 в сторону устья с устьевым герметизатором 8 полость эксплуатационной колонны 2 за поршневыми элементами 6 заполняется жидкостью, поступающей из продуктивного пласта 18. При этом в герметизаторе 7, через который в данный момент производится ход силовой тяги 4 с тягового устройства 3' в скважину 1, происходит снижение усилия обжима силовой тяги 4, поскольку в данный момент времени в выкидной линии 9 отсутствует избыточное давление, и герметизация устья скважины обеспечивается меньшим усилием обжима.The movement of the piston elements 6 in the direction of the mouth with the seal 7 continues until the
Далее циклы работы повторяются.Further work cycles are repeated.
Выполнение поршневых элементов 6 с возможностью непосредственного взаимодействия с эксплуатационной колонной 2 позволяет кратно увеличить производительность установки, поскольку площадь проходного сечения эксплуатационной колонны 2 в несколько раз превышает площадь проходного сечения колонны НКТ (см. прототип), а отсутствие в установке колонны НКТ значительно снижает ее металлоемкость.The implementation of the piston elements 6 with the possibility of direct interaction with the
Возможно размещение глубинных приборов 24 (см. фиг.1) на силовых тягах 4 и 5 с обеих сторон от поршневых элементов 6, что позволит осуществлять контроль параметров температуры и давления жидкости по длине ствола скважины 1 перед и за поршневыми элементами 6 в процессе отбора продукции из скважины 1 и корректировать скорость и интервал перемещения поршневых элементов 6 в скважине 1.It is possible to place downhole tools 24 (see Fig. 1) on power rods 4 and 5 on both sides of the piston elements 6, which will allow controlling the temperature and pressure of the fluid along the length of the
Снижение усилия обжима герметизаторами 7 и 8 силовых тяг 4 и 5 при ходе их в скважину позволяет снизить износ герметизаторов 7 и 8 и повысить их долговечность.Reducing the crimping force of the sealants 7 and 8 of the power rods 4 and 5 during their passage into the well allows to reduce the wear of the sealants 7 and 8 and increase their durability.
Предлагаемая конструкция установки подъема продукции из двухустьевой скважины простая и дешевая в изготовлении и использовании, имеет высокую производительность и низкую металлоемкость, при этом позволяет работать поршневым элементам в наиболее эффективном интервале скважины с увеличенными периодами между обслуживаниями за счет увеличения ресурса работы герметизаторов устья.The proposed design of the installation of lifting a product from a two-well well is simple and cheap to manufacture and use, has high productivity and low metal consumption, while allowing piston elements to work in the most effective interval of the well with longer service intervals due to an increase in the life of the mouth sealants.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008109799/03A RU2364707C1 (en) | 2008-03-14 | 2008-03-14 | Installation for production lifting from two-mouth well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008109799/03A RU2364707C1 (en) | 2008-03-14 | 2008-03-14 | Installation for production lifting from two-mouth well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2364707C1 true RU2364707C1 (en) | 2009-08-20 |
Family
ID=41151248
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008109799/03A RU2364707C1 (en) | 2008-03-14 | 2008-03-14 | Installation for production lifting from two-mouth well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2364707C1 (en) |
-
2008
- 2008-03-14 RU RU2008109799/03A patent/RU2364707C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111677484B (en) | Intelligent ultra-long stroke oil extraction production system | |
US20020007952A1 (en) | Cable actuated downhole smart pump | |
US10156109B2 (en) | Subterranean pump with pump cleaning mode | |
US5873411A (en) | Double acting reciprocating piston pump | |
US20100071891A1 (en) | Apparatus For Pumping Fluids From A Well | |
RU2322576C1 (en) | Method for highly-viscous oil and bitumen production | |
WO2009146713A1 (en) | A pumping device for pumping fluid | |
RU2364707C1 (en) | Installation for production lifting from two-mouth well | |
US20140000866A1 (en) | Pumping assembly | |
RU2532025C2 (en) | Operation method of sucker-rod borehole unit | |
EA018864B1 (en) | Oil well plunger pumping | |
RU188939U1 (en) | HYDRAULIC DRIVE OF THE ROD OF WELL PUMP | |
CN2429627Y (en) | Fixed oil bailer | |
RU144762U1 (en) | INSTALLING A BODY PUMP FOR OPERATION OF A WELL WITH A SIDE BORE | |
CN102889069A (en) | Energy-saving oil extracting device | |
RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
RU2549937C1 (en) | Downhole pump | |
SU943435A1 (en) | Hydraulically-driven well sucker-rod pump installation | |
RU20137U1 (en) | INSTALLATION FOR LIFTING WATER FROM THE ARTESIAN WELL | |
RU2519154C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU2181830C1 (en) | Method of well swabbing | |
CN2251038Y (en) | Self-excitation wave unblocking oil increasing device for pumping well | |
RU63437U1 (en) | INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS OF ONE WELL | |
RU2333387C2 (en) | Multiplier-type power driving unit for oil field plant | |
RU131801U1 (en) | PUMP INSTALLATION FOR OPERATION OF A WELL WITH A SIDE BORE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160315 |