RU2376461C2 - Способ циклической газлифтной добычи жидкости - Google Patents

Способ циклической газлифтной добычи жидкости Download PDF

Info

Publication number
RU2376461C2
RU2376461C2 RU2008104224/03A RU2008104224A RU2376461C2 RU 2376461 C2 RU2376461 C2 RU 2376461C2 RU 2008104224/03 A RU2008104224/03 A RU 2008104224/03A RU 2008104224 A RU2008104224 A RU 2008104224A RU 2376461 C2 RU2376461 C2 RU 2376461C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
tubing
tubing string
piston
liquid mixture
Prior art date
Application number
RU2008104224/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008104224A (ru
Inventor
Ильдар Ринатович Файзуллин (RU)
Ильдар Ринатович Файзуллин
Original Assignee
Ильдар Ринатович Файзуллин
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 Ильдар Ринатович Файзуллин filed Critical Ильдар Ринатович Файзуллин
Priority to RU2008104224/03A priority Critical patent/RU2376461C2/ru
Publication of RU2008104224A publication Critical patent/RU2008104224A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2376461C2 publication Critical patent/RU2376461C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений. Техническим результатом является возможность воздействия на пласт, сокращение энергозатрат, возможность применения для эксплуатации не только низкодебитных скважин, использование более простого оборудования. Способ включает подачу в насосно-компрессорную трубу скважины газа и подъем газожидкостной смеси по насосно-компрессорной трубе. Внутри насосно-компрессорной трубы размещают насосно-компрессорную трубу малого диаметра. На поверхности земли устанавливают поршневой насос-компрессор с всасывающими и нагнетательными клапанами, правую часть поршневой полости которого соединяют с насосно-компрессорной трубой малого диаметра, а левую часть - с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, на конце которой устанавливают пакер. При движении поршня вправо газ подают в насосно-компрессорную трубу малого диаметра и одновременно создают вакуумметрическое давление, чем образуют в скважине газожидкостную смесь требуемой плотности, подъем которой осуществляют по насосно-компрессорной трубе большего диаметра. При движении поршня влево на газожидкостную смесь передают давление для ее нагнетания. В процессе добычи жидкости задают неравномерность подачи газа или газожидкостной смеси поршневым насосом-компрессором путем передачи импульсов давления через столб жидкости в скважине на призабойную зону пласта. 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях низких пластовых давлений.
Известен способ периодической газлифтной добычи жидкости, включающий подачу сжатого газа в затрубное пространство скважины по команде с узла управления в зависимости от знака первой производной давления нагнетаемого газа (А.С. СССР №1693231, МПК Е21В 43/00, оп. 23.11.1991 г.).
Для осуществления данного способа требуется подача сжатого газа в больших количествах, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ циклической импульсной газлифтной добычи жидкости, включающий накопление жидкости в скважине, импульсную подачу в нее сжатого газа через систему управления клапанами до достижения в затрубном пространстве давления, равного сумме забойного давления и давления на забой столба жидкости в затрубном пространстве, подъем жидкости по трубному пространству через шлейф в сепаратор по мере снижения газа в скважине, при этом очередной импульс сжатого газа подают при прекращении выноса жидкости с забоя, а периодичность подачи сжатого газа определяют из условия полного выноса им жидкости, накопившейся на забое скважины (п. РФ №2162139, МПК Е21В 43/00, оп. 20.01.2001 г.).
Недостатками данного способа являются: невозможность воздействия на пласт, значительные энергозатраты, его применение для эксплуатации только низкодебитных скважин, а также использование для его осуществления сложного оборудования.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является устранение вышеизложенных недостатков.
Поставленная задача решается следующим образом.
В способе циклической газлифтной добычи жидкости, включающем подачу в скважину газа и подъем жидкости по трубному пространству, согласно заявляемому техническому решению с подачей газа в скважину одновременно создают вакуумметрическое давление на устье, образуя газожидкостную смесь требуемой плотности, а в процессе добычи жидкости осуществляют воздействие на призабойную зону пласта.
Образование газожидкостной смеси требуемой плотности не только нагнетанием газа в скважину, но и созданием вакуумметрического давления на устье позволит снизить энергозатраты на добычу жидкости.
Создание вакуумметрического давления положительно повлияет на ход технологического процесса добычи жидкости. Объясняется это следующим образом.
Рассмотрим известное уравнение баланса давления, имеющее вид:
Рзаб.смgН+Рутр,
где Рзаб. - забойное давление, Па;
ρсм - плотность смеси, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Н - высота столба жидкости, м;
Ру - давление на устье скважины, Па;
Ртр - потеря давления на трение, Па.
При подаче газа в скважину с одновременным созданием вакуумметрического давления на устье скважины получается, что Руат, поэтому величиной Ру в уравнении можно пренебречь, получив при этом зависимость:
РзабсмgН+Ртр.
Получается, что при исключении Ру из уравнения баланса давления для подъема газожидкостной смеси потребуется пластовое давление меньшей величины. Кроме этого с исключением Ру увеличится депрессия на пласт. Чем выше депрессия, тем выше приток нефти к забою скважины.
Помимо этого в результате того, что технологический процесс добычи носит циклический характер, в скважине будет колебаться столб добываемой жидкости, создавая на призабойную зону пласта переменные нагрузки, способствующие образованию и раскрытию трещин, приводящих к увеличению притока жидкости.
Наличие отличительных от прототипа существенных признаков в заявляемом способе позволяет признать его новым.
Из уровня техники не выявлены технические решения, имеющие признаки, сходные с отличительными признаками заявляемого объекта, поэтому заявляемый способ соответствует критерию изобретательского уровня.
Возможность осуществления заявляемого способа в промышленности позволяет признать заявляемый способ соответствующим критерию промышленной применимости.
На чертеже схематично приведено устройство для осуществления заявляемого способа.
В эксплуатационной колонне 1 установлена насосно-компрессорная труба 2 большого диаметра, внутри которой размещена насосно-компрессорная труба 3 малого диаметра. На поверхности земли установлен поршневой насос-компрессор 4, внутри которого возвратно-поступательно перемещается поршень 5. Правая часть полости насоса 4 соединена с насосно-компрессорной трубой 3, а левая часть - с насосно-компрессорной трубой 2. Работа насоса 4 управляется всасывающими клапанами 6 и 7 и нагнетательными клапанами 8 и 9. На конце трубы 2 установлен пакер 10, препятствующий поступлению пластовой жидкости в затрубное пространство. Насос-компрессор 4 снабжен регулирующим клапаном 11, который предназначен для изменения по условиям эксплуатации величины вакуумметрического давления. Полость трубы 2 и полость насоса 4 соединены выкидным коллектором 12 с установленным в нем обратным клапаном 13, через который в случае переполнения левой полости цилиндра будет протекать газожидкостная смесь. На конце трубы 3 установлен обратный клапан 14, препятствующий проникновению в нее жидкости.
При движении поршня 5 вправо происходит заполнение левой полости насоса 4 газожидкостной смесью через всасывающий клапан 6. Одновременно газ (или воздух) из правой полости насоса 4 будет нагнетаться в скважину через трубу 3, в результате чего происходит вытеснение добываемой жидкости газом и частичное растворение газа в жидкости с образованием газожидкостной смеси, имеющей увеличенный объем и уменьшенную плотность. При движении поршня 5 влево происходит вытеснение жидкости через нагнетательный клапан 8 с одной стороны и с другой стороны - наполнение газом через всасывающий клапан 7 правой половины насоса 4. Далее цикл всасывания-нагнетания повторяется.
При движении поршня 5 вправо создается вакуумметрическое давление, необходимое лишь для того, чтобы образовалась в скважине газожидкостная смесь требуемой плотности. Помимо этого при движении поршня 5 вправо на определенной глубине осуществляется дополнительный подвод энергии в виде газа.
При движении поршня 5 влево жидкость вытесняется с высоким давлением нагнетания. Благодаря этому может отпасть необходимость в строительстве дожимных насосных станций на месторождениях с истощившимся пластовым давлением.
Поршневой насос 4 характеризуется неравномерностью подачи, благодаря которой создается импульс давления, воздействующий на столб жидкости, заставляя ее колебаться с определенной амплитудой, при этом создается переменная нагрузка, действующая на призабойную зону пласта, способствующая образованию и раскрытию трещин и выносу в скважину загрязняющих поры частиц.

Claims (1)

  1. Способ циклической газлифтной добычи жидкости, включающий подачу в насосно-компрессорную трубу скважины газа и подъем газожидкостной смеси по насосно-компрессорной трубе, отличающийся тем, что внутри насосно-компрессорной трубы размещают насосно-компрессорную трубу малого диаметра, на поверхности земли устанавливают поршневой насос-компрессор с всасывающими и нагнетательными клапанами, правую часть поршневой полости которого соединяют с насосно-компрессорной трубой малого диаметра, а левую часть - с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, на конце которой устанавливают пакер, при этом при движении поршня вправо газ подают в насосно-компрессорную трубу малого диаметра и одновременно создают вакуумметрическое давление, чем образуют в скважине газожидкостную смесь требуемой плотности, подъем которой осуществляют по насосно-компрессорной трубе большего диаметра, а при движении поршня влево на газожидкостную смесь передают давление для ее нагнетания, при этом в процессе добычи жидкости задают неравномерность подачи газа или газожидкостной смеси поршневым насосом-компрессором путем передачи импульсов давления через столб жидкости в скважине на призабойную зону пласта.
RU2008104224/03A 2008-02-04 2008-02-04 Способ циклической газлифтной добычи жидкости RU2376461C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008104224/03A RU2376461C2 (ru) 2008-02-04 2008-02-04 Способ циклической газлифтной добычи жидкости

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008104224/03A RU2376461C2 (ru) 2008-02-04 2008-02-04 Способ циклической газлифтной добычи жидкости

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008104224A RU2008104224A (ru) 2009-08-10
RU2376461C2 true RU2376461C2 (ru) 2009-12-20

Family

ID=41049145

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008104224/03A RU2376461C2 (ru) 2008-02-04 2008-02-04 Способ циклической газлифтной добычи жидкости

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2376461C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109469464A (zh) * 2018-10-29 2019-03-15 中国石油大学(华东) 一种二氧化碳驱油用的二氧化碳注入装置

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115304162B (zh) * 2022-08-17 2023-06-02 武汉东碧环保科技有限公司 一种农村生活污水处理装置及污水处理方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109469464A (zh) * 2018-10-29 2019-03-15 中国石油大学(华东) 一种二氧化碳驱油用的二氧化碳注入装置
CN109469464B (zh) * 2018-10-29 2020-11-06 中国石油大学(华东) 一种二氧化碳驱油用的二氧化碳注入装置

Also Published As

Publication number Publication date
RU2008104224A (ru) 2009-08-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20090145595A1 (en) Gas assisted downhole pump
US8657014B2 (en) Artificial lift system and method for well
JP2014523989A (ja) 貯留層液体を生成するためのシステムならびに方法
RU2376461C2 (ru) Способ циклической газлифтной добычи жидкости
RU2340792C1 (ru) Скважинный штанговый насос
RU2443858C2 (ru) Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2308593C1 (ru) Устройство для подъема жидкости из скважины на поздних стадиях разработки
RU2321772C1 (ru) Скважинный штанговый насос
RU2680158C1 (ru) Способ геомеханического воздействия на пласт
CN105526137A (zh) 一种变排量抽油泵
RU2307924C1 (ru) Способ волнового воздействия на продуктивный пласт
RU156370U1 (ru) Устройство для добычи нефти с имплозионной обработкой продуктивной зоны скважины
RU2790463C1 (ru) Способ добычи нефти штанговым насосом с тепловым и газовым воздействием на пласт и устройство для его осуществления
RU2321736C1 (ru) Способ комплексного воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления
RU2762817C1 (ru) Скважинный штанговый насос
RU2393366C1 (ru) Скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов
RU2014119062A (ru) Способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления
RU2515646C1 (ru) Способ эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом
RU123830U1 (ru) Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2575856C2 (ru) Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией
RU114999U1 (ru) Устройство для очистки продуктивного пласта
RU2261984C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2099508C1 (ru) Способ подъема газожидкостной смеси скважин и глубинно-насосная установка для его осуществления
RU2276253C1 (ru) Способ подъема газожидкостной смеси скважин
RU2653259C2 (ru) Энергосберегающий штанговый глубинный насос для добычи газожидкостной продукции из скважин

Legal Events

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

Effective date: 20160205