RU2513566C2 - Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation - Google Patents
Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513566C2 RU2513566C2 RU2012135325/03A RU2012135325A RU2513566C2 RU 2513566 C2 RU2513566 C2 RU 2513566C2 RU 2012135325/03 A RU2012135325/03 A RU 2012135325/03A RU 2012135325 A RU2012135325 A RU 2012135325A RU 2513566 C2 RU2513566 C2 RU 2513566C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- cavity
- gas
- column
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 20
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract 1
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки.The group of inventions relates to the oil industry, in particular to the separate operation of several layers using a sucker rod pump unit.
Известен способ добычи нефти или газа из многопластовых скважин [1], включающий геолого-технические мероприятия для устранения пластовых перетоков, заключающийся в том, что между всеми пластами, включая мощные и слабые, устанавливают пакеры, образуя запакерованные объемы скважины, сообщают между собой эти объемы скважины общей трубой, которая верхним концом подключена к добычному насосу в скважине или к транспортной системе на устье скважины, а нижним концом выходит в объем скважины в зоне нижнего мощного пласта и которая имеет разрезы на уровне каждого объема скважины, в разрезы общей трубы монтируют струйные насосы, а объемы скважины в зонах слабых пластов и выше всех пластов соединяют между собой трубками, герметично проходящими через объемы скважины в зонах мощных пластов.A known method of oil or gas production from multilayer wells [1], including geological and technical measures to eliminate reservoir flows, which consists in the fact that between all the layers, including powerful and weak, install packers, forming sealed volumes of the well, communicate between these volumes the well with a common pipe, which is connected with the upper end to the production pump in the well or to the transport system at the wellhead, and the lower end enters the volume of the well in the zone of the lower powerful formation and which has sections level of each well volume in the common pipe sections mounted jet pumps, and the volumes of weak zones in the well layers and all higher layers are interconnected tube sealingly extending through the wellbore volume into zones thick seams.
Недостатком данного способа является то, что оно не обеспечивает изоляцию и раздельную эксплуатацию нескольких пластов, при этом возможен неконтролируемый переток пластового флюида по трубкам, децентрированно установленным в пакерах и гидравлически соединяющим слабые пласты. Кроме того, способ не обеспечивает отвод попутного нефтяного газа, поступающего на прием насоса из-под пакера.The disadvantage of this method is that it does not provide isolation and separate operation of several reservoirs, while uncontrolled flow of reservoir fluid through tubes decentrally installed in packers and hydraulically connecting weak reservoirs is possible. In addition, the method does not provide for the removal of associated petroleum gas entering the pump from the packer.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине [2], содержащая колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, пакер и дифференциальный насос с верхним и нижним полыми плунжерами, причем всасывающий клапан верхней секции дифференциального насоса установлен сбоку, а нагнетательный - в обводном канале верхней секции, сообщенном с полостью лифтовых труб, причем верхний плунжер с выполненным в нем обводным каналом установлен на полую штангу при помощи последнего с возможностью перетока жидкости и ограниченного осевого перемещения, причем обводной канал снабжен снизу седлом нагнетательного клапана, а полая штанга - запорным органом, размещенным на ее наружной поверхности, и толкателем, взаимодействующим сверху с плунжером.A known pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in a well [2], comprising a column of elevator pipes, a column of hollow rods, a packer and a differential pump with upper and lower hollow plungers, the suction valve of the upper section of the differential pump installed on the side, and the discharge in the bypass channel of the upper section, in communication with the cavity of the lift pipes, the upper plunger with the bypass channel made therein, mounted on the hollow rod using the latter with the possibility of fluid flow and about boundedness axial displacement, wherein a bypass channel is provided below the discharge valve seat, a hollow rod - a locking body disposed on its outer surface, and a pusher cooperating with the top plunger.
Недостатком известной установки является то, что она не обеспечивает отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из нефти, добываемой из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта, и тем самым не может использоваться на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором.A disadvantage of the known installation is that it does not provide for the removal from the intake of the suction valve of associated gas released from oil extracted from the lower productive layer cut off by the packer, and thus cannot be used in oil fields with an increased gas factor.
Известна также установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов [3], включающая колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик, при этом штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном, размещенным на боковой стенке его цилиндра и делящим этот цилиндр по длине на две части, пропорциональные производительностям пластов, при этом установка обеспечивает возможность поступления в цилиндр штангового насоса, при движении его плунжера вверх, сначала продукции низконапорного пласта, а после прохождения плунжером дополнительного клапана - продукции высоконапорного пласта.Also known is a unit for simultaneously separately operating two layers [3], including a column of lift pipes, a sucker rod pump, a packer and a liner, while the sucker rod pump is equipped with an additional suction valve located on the side wall of its cylinder and dividing this cylinder into two parts, proportional to the productivity of the seams, while the installation allows the sucker rod pump to enter the cylinder, when the plunger moves up, first the low-pressure formation is produced, and after passing a venter of an additional valve - production of a high-pressure formation.
Недостатком известной установки также является то, что она не обеспечивает отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из нефти, добываемой из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта, и тем самым не может использоваться на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором.A disadvantage of the known installation is also that it does not provide for the removal from the intake of the suction valve of associated gas released from oil produced from a lower productive formation cut off by the packer, and thus cannot be used in oil fields with an increased gas factor.
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемой группе изобретений является способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, реализуемый с помощью установки, описанной в патенте RU 59138 U1 [4]. Способ заключается в том, что спускают в скважину установку, включающую пакер для разделения эксплуатируемых пластов, колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, два последовательно установленных штанговых насоса, верхний из которых вдоль наружной поверхности имеет боковой дополнительный канал (байпас) с всасывающим клапаном на приеме и нагнетательным клапаном на выкиде в полость колонны лифтовых труб, а нижний насос имеет всасывающий клапан на входе в его цилиндр, нагнетательный клапан - на входе в его плунжер, при этом полые плунжеры обоих насосов соединены соосно полым штоком, с возможностью сквозного прохождения потока жидкости из нижнего пласта через общий канал в полость колонны полых штанг и далее на поверхность с расположенным на ней оборудованием подачи реагентов, при этом вокруг полого штока установка имеет межплунжерную полость переменного сечения, которая сообщается через приемный клапан с затрубным надпакерным пространством, а через байпас с расположенным в нем нагнетательным клапаном сообщается с лифтовой полостью колонны НКТ. Межплунжерная полость, изменяясь в объеме за счет ввода-вывода в нее плунжеров с разным диаметром, в случае применения верхнего насоса меньшего диаметра, чем нижний, является полостью нагнетания и всасывания одновременно, а в случае применения верхнего насоса большего диаметра является только полостью всасывания, а полостью нагнетания является лифтовая полость колонны НКТ. На внешней поверхности лифтовых труб, с поверхности в полость хвостовика на прием нижнего насоса, проложен кабель с токопроводящими жилами, присоединенными к манометру - термометру - влагомеру скважинному и капиллярными трубками, одна из которых оснащена обратным клапаном в нижнем торце, а верхним торцом подключена к оборудованию для подачи реагентов, другая трубка, для отвода газа, оснащена на верхнем торце газоотводным клапаном. После спуска установки осуществляют подъем нефти из двух пластов в выкидную линию скважины и в колонну лифтовый труб.Closest to the technical nature of the claimed group of inventions is a method for simultaneous and separate operation of two layers in a well, implemented using the installation described in patent RU 59138 U1 [4]. The method consists in lowering a unit into the well, including a packer for separating exploited formations, a column of elevator pipes, a column of hollow rods, two successively installed rod pumps, the upper of which has an additional lateral channel (bypass) along the outer surface with a suction valve at the intake and a discharge valve on the outflow into the cavity of the column of elevator pipes, and the lower pump has a suction valve at the inlet to its cylinder, a discharge valve at the entrance to its plunger, while the hollow plungers are about of these pumps are connected coaxially with a hollow rod, with the possibility of through passage of fluid flow from the lower layer through a common channel into the cavity of the column of hollow rods and further to the surface with reagent supply equipment located on it, while around the hollow rod the installation has an interplunger cavity of variable cross section, which communicates through the inlet valve with the annular over-packer space, and through the bypass with the discharge valve located in it, it communicates with the lift cavity of the tubing string. The interplunger cavity, changing in volume due to the input-output of plungers with different diameters in it, in the case of using an upper pump of a smaller diameter than the lower one, is a discharge and suction cavity at the same time, and in the case of using an upper pump of a larger diameter it is only a suction cavity, and the injection cavity is the lift cavity of the tubing string. On the outer surface of the elevator pipes, from the surface into the cavity of the liner to receive the lower pump, a cable is laid with conductive cores connected to a manometer - a thermometer - a borehole moisture meter and capillary tubes, one of which is equipped with a check valve in the lower end, and the upper end is connected to the equipment for supplying reagents, another tube, for venting gas, is equipped on the upper end with a gas vent valve. After the descent of the installation, oil is lifted from two layers into the flow line of the well and into the tubing string.
Недостатком вышеописанного устройства является то, что использование двух насосов значительно усложняет способ добычи нефти и конструкцию для осуществления способа, т.к. применение жестко связанных между собой насосов не позволяет регулировать отбор флюида из одного пласта без изменения отбора флюида из другого пласта. Кроме того, тот факт, что газоотводная капиллярная трубка введена непосредственно в приемную камеру нижнего насоса, негативно сказывается на процессе газосепарации, так как не весь свободный газ, выделившийся из нефти, поступает в газоотводную капиллярную трубку, большая его часть все равно поступает в насос, так как габаритные размеры и пропускная способность капиллярного трубопровода неизмеримо меньше габаритных размеров и пропускной способности всасывающего клапана насоса.The disadvantage of the above device is that the use of two pumps significantly complicates the method of oil production and design for implementing the method, because the use of rigidly interconnected pumps does not allow to regulate the selection of fluid from one reservoir without changing the selection of fluid from another reservoir. In addition, the fact that the gas outlet capillary tube is inserted directly into the intake chamber of the lower pump adversely affects the gas separation process, since not all free gas released from the oil enters the gas outlet capillary tube, most of it still enters the pump. since the overall dimensions and throughput of the capillary pipeline is immeasurably smaller than the overall dimensions and throughput of the suction valve of the pump.
Задачей, решаемой группой заявленных изобретений, является разработка способа и создание установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов на месторождениях нефти с повышенным газовым фактором, обеспечивающей сепарацию и отвод из приема всасывающего клапана попутного газа, выделившегося из пластового флюида, добываемого из нижнего, отсеченного пакером, продуктивного пласта.The problem to be solved by the group of claimed inventions is the development of a method and the creation of an installation for simultaneous and separate operation of two reservoirs in oil fields with an increased gas factor, which ensures the separation and removal of associated gas released from the reservoir fluid extracted from the lower cut-off packer from the intake valve , productive formation.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором, заключающемся в спуске в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, скважинный трубопровод для отвода попутного газа из подпакерного пространства; подъеме пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовых труб на устье скважины, согласно изобретению снабжают установку переходным элементом, обеспечивающим гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и отделение попутного газа из пластового флюида за счет многократного изменения в переходном элементе направления проходящего через него флюида из нижнего пласта, с постоянным отводом выделившегося газа по скважинному трубопроводу в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня.The problem is solved due to the fact that in the method of simultaneous and separate operation of two layers in a well with an increased gas factor, which consists in lowering into the well an installation including a column of elevator pipes, a liner with a packer installed on it, which ensures separation of the upper and lower exploited layers, deep sucker-rod pump for lifting formation fluid from two reservoirs, the inputs of which are communicated with the over-packer space and the under-packer space through the suction valves, and the outlet is communicated with olostyu string of tubing through the discharge valve, the downhole pipeline for discharging gas from the associated packer space; according to the invention, the installation is provided with a transition element providing hydraulic connection of the under-packer space of the well through the liner with one of the suction valves of the deep-well pump and separation of associated gas from the formation fluid due to multiple changes in the transition the directional element of the fluid passing through it from the lower reservoir, with a constant discharge of released gas through the downhole pipeline in line oil gathering at the wellhead or in the over-packer cavity of the well above a dynamic level.
Поставленная задача решается также за счет того, что установка для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором, включающая колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, глубинный штанговый насос с двумя всасывающими клапанами на приеме, один из которых размещен на его боковой поверхности, и нагнетательным клапаном на выходе в полость колонны лифтовых труб, трубопровод для отвода попутного газа из подпакерного пространства, согласно изобретению дополнительно снабжена переходным элементом с системой последовательно соединенных между собой продольных каналов, обеспечивающей гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса, при этом вход трубопровода для отвода попутного газа гидравлически связан с верхним участком системы продольных каналов переходного элемента, а выход трубопровода выполнен с возможностью отвода газа в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня.The problem is also solved due to the fact that the installation for the implementation of the method of simultaneous and separate operation of two layers in a well with a high gas factor, including a column of elevator pipes, a liner with a packer installed on it, a deep-well pump with two suction valves at the intake, one of which is placed on its side surface, and a discharge valve at the outlet into the cavity of the column of elevator pipes, a pipeline for venting associated gas from the under-packer space, according to the invention It is additionally equipped with a transition element with a system of longitudinal channels connected in series with each other, providing hydraulic connection of the under-packer space of the well through the liner with the suction valve of the deep-well sucker rod pump, while the inlet of the associated gas pipe is hydraulically connected to the upper section of the system of longitudinal channels of the transition element, and the pipeline configured to divert gas to the oil gathering line at the wellhead or into the overpack cavity of the well above the dyne Cesky level.
Установка также может содержать обратный клапан, установленный в верхней части скважинного трубопровода выше динамического уровня.The installation may also contain a check valve installed in the upper part of the downhole pipeline above a dynamic level.
Сущность способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и установки для его осуществления поясняется следующими чертежами:The essence of the method of simultaneous and separate operation of two layers in a well with a high gas factor and installation for its implementation is illustrated by the following drawings:
на фиг.1 представлена схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда давление верхнего пласта больше давления нижнего пласта; на фиг.2 - схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда давление нижнего пласта больше давления верхнего пласта; на фиг.3 - схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине для случая, когда выход скважинного трубопровода сообщен с надпакерной полостью скважины выше динамического уровня.figure 1 presents the installation diagram for simultaneous and separate operation of two layers in the well for the case when the pressure of the upper reservoir is greater than the pressure of the lower reservoir; figure 2 - installation diagram for simultaneous and separate operation of two layers in the well for the case when the pressure of the lower reservoir is greater than the pressure of the upper reservoir; figure 3 is a diagram of the installation for simultaneous and separate operation of two layers in the well for the case when the output of the downhole pipeline is in communication with the above-packer cavity of the well above a dynamic level.
Для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, когда давление верхнего пласта больше давления нижнего пласта (фиг.1), в скважину 1 спускают установку, включающую колонну лифтовых труб 2, глубинный штанговый насос 3, цилиндр которого оснащен нижним 4 и боковым 5 всасывающими клапанами. Нижний всасывающий клапан 4 через переходный элемент, включающий систему продольно (концентрично) расположенных и последовательно гидравлически связанных каналов 6, 7, 8, гидравлически связан с хвостовиком 9, в нижней части которого расположен пакер 10, герметично разобщающий обсадную колонну 11 скважины 1 на подпакерную 12 и надпакерную 13 полости, связанные с нижним 14 и верхним 15 продуктивными пластами посредством перфорационных отверстий 16 и 17 соответственно. Верхняя часть системы продольных каналов переходного элемента, где расположены выход канала 6 и вход канала 7 (фиг.1), гидравлически связана со входом скважинного трубопровода 18 для отвода газа из подпакерной полости скважины, а выход канала 8 гидравлически связан с всасывающим клапаном 4. Внутри цилиндра насоса 3 расположен с возможностью перемещения плунжер 19 с нагнетательным клапаном 20. Плунжер 19 посредством колонны штанг 21, расположенной внутри колонны лифтовых труб 2, связан со станком- качалкой 22, расположенным на устье скважины. Внутренняя полость 23 колонны лифтовых труб 2 и выход скважинного трубопровода 18 гидравлически связаны с линией нефтесбора 24.To implement the method of simultaneous and separate operation of two layers, when the pressure of the upper layer is greater than the pressure of the lower layer (Fig. 1), a unit is lowered into the well 1, which includes a column of elevator pipes 2, a deep-well rod pump 3, the cylinder of which is equipped with a lower 4 and a side 5 suction valves. The lower suction valve 4 through the transition element, which includes a system of longitudinally (concentrically) arranged and sequentially hydraulically connected channels 6, 7, 8, is hydraulically connected to the liner 9, in the lower part of which there is a packer 10, hermetically disconnecting the casing 11 of the well 1 to the sub-packer 12 and nadpakernoe 13 cavity associated with the lower 14 and upper 15 productive formations through perforations 16 and 17, respectively. The upper part of the system of longitudinal channels of the transition element, where the outlet of the channel 6 and the inlet of the channel 7 (Fig. 1) are located, is hydraulically connected to the inlet of the downhole pipe 18 for venting gas from the under-packer cavity of the well, and the outlet of the channel 8 is hydraulically connected to the suction valve 4. Inside the pump cylinder 3 is arranged to move the plunger 19 with the discharge valve 20. The plunger 19 is connected to the rocking machine 22 located at the wellhead by means of a string of rods 21 located inside the string of lift pipes 2. The inner cavity 23 of the column of elevator pipes 2 and the outlet of the downhole pipe 18 are hydraulically connected to the oil gathering line 24.
Для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в случае, когда давление нижнего пласта больше давления верхнего пласта (фиг.2), в установке для осуществления способа используют переходной элемент, в котором выход канала 6 соединен с боковым клапаном 5 штангового насоса 3, а верхняя часть переходного элемента, где расположены выход канала 8 и вход канала 7, гидравлически связана со входом скважинного трубопровода 18.To implement the method of simultaneous and separate operation of two layers in the case when the pressure of the lower layer is higher than the pressure of the upper layer (Fig. 2), a transition element is used in the installation for implementing the method, in which the outlet of the channel 6 is connected to the side valve 5 of the rod pump 3, and the upper part of the transition element, where the outlet of the channel 8 and the entrance of the channel 7 are located, is hydraulically connected to the inlet of the downhole pipeline 18.
Отвод выделившегося попутного газа из подпакерной полости 12 может быть осуществлен и в надпакерную полость 13 скважины 1. При этом скважинный трубопровод 18 выполняют и закрепляют на колонне лифтовых труб 2 таким образом, чтобы его выход располагался в надпакерной полости выше динамического уровня скважины 1 (фиг.3).The evolved associated gas from the under-packer cavity 12 can also be discharged into the super-packer cavity 13 of well 1. In this case, the downhole pipe 18 is made and fixed on the column of lift pipes 2 so that its outlet is located in the super-packer cavity above the dynamic level of well 1 (Fig. 3).
Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине осуществляют следующим образом.The method of simultaneous and separate operation of two layers in the well is as follows.
Вариант 1 (фиг.1). Давление верхнего пласта в скважине больше давления нижнего пласта.Option 1 (figure 1). The pressure of the upper reservoir in the well is greater than the pressure of the lower reservoir.
При движении вверх колонны насосных штанг 21, связанной со станком-качалкой 22, одновременно внутри цилиндра насоса 3 вверх перемещается плунжер 19, при этом нагнетательный клапан 20 закрыт, в полости 25 цилиндра насоса 3, расположенной под плунжером 19, давление снижается ниже пластового давления PH нижнего пласта 14.When moving up the column of pump rods 21, connected with the pumping unit 22, the plunger 19 moves simultaneously upward inside the cylinder of the pump 3, while the discharge valve 20 is closed, in the cavity 25 of the cylinder of the pump 3 located under the plunger 19, the pressure decreases below the reservoir pressure P H lower layer 14.
Пластовый флюид из нижнего продуктивного пласта 14 через перфорационные отверстия 16 поступает в подпакерную полость 12 обсадной колонны 11 и далее через хвостовик 9 поступает в канал 6. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида, при этом движется вместе с ним по хвостовику 9 вверх. При перетекании пластового флюида из канала 6 в канал 7 направление движения пластового флюида изменяется на противоположное. При этом скорость течения пластового флюида меньше скорости всплытия пузырьков газа. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида в каналах 6 и 7, поднимается в трубопровод 18 и далее в линию нефтесбора 24 на устье скважины или в надпакерную полость 13 скважины 1 выше динамического уровня и оттуда через обвязку устья скважины (не показана) в линию нефтесбора 24. Дегазированный пластовый флюид из канала 7 перетекает в канал 8 и через нижний всасывающий клапан 4 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При дальнейшем движении плунжера 19 вверх происходит открытие бокового всасывающего клапана 5, при этом вследствие того, что пластовое давление PB верхнего пласта 15 больше пластового давления PH нижнего пласта 14, нижний всасывающий клапан 4 закрывается и прекращается поступление пластового флюида из нижнего продуктивного пласта 14. При этом пластовый флюид из верхнего продуктивного пласта 15 через перфорационные отверстия 17 проходит во внутреннюю полость 13 обсадной колонны 11, где естественным образом дегазируется и далее через открытый боковой всасывающий клапан 5 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При закрытом нагнетательном клапане 20 давление в полости 23 колонны лифтовых труб 2 повышается и пластовый флюид поступает на устье скважины в линию нефтесбора 24. Обратный переток пластового флюида из линии нефтесбора 24 в скважинный трубопровод 18 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 (фиг.3) предотвращает обратный клапан 26, установленный в верхней части скважинного трубопровода 18 выше динамического уровня.Formation fluid from the lower reservoir 14 through the perforations 16 enters the sub-packer cavity 12 of the casing 11 and then through the liner 9 enters the channel 6. The free gas released from the reservoir fluid, while moving along with it along the liner 9 up. When the formation fluid flows from channel 6 to channel 7, the direction of movement of the formation fluid is reversed. In this case, the flow velocity of the formation fluid is less than the velocity of ascent of gas bubbles. Free gas released from the formation fluid in channels 6 and 7 rises into the pipeline 18 and then to the oil gathering line 24 at the wellhead or into the overpack cavity 13 of the well 1 above the dynamic level and from there through the piping of the wellhead (not shown) to the oil gathering line 24 Degassed formation fluid from channel 7 flows into channel 8 and through the lower suction valve 4 enters the cavity 25 of the cylinder of the pump 3. With the further movement of the plunger 19, the side suction valve 5 opens, due to the fact that the reservoir The reservoir pressure P B of the upper reservoir 15 is greater than the reservoir pressure P H of the lower reservoir 14, the lower suction valve 4 is closed and the flow of formation fluid from the lower reservoir 14 is stopped. In this case, the reservoir fluid from the upper reservoir 15 passes through the perforations 17 into the internal cavity 13 casing string 11, where it is naturally degassed and then through an open lateral suction valve 5 enters the cavity 25 of the cylinder of the pump 3. With the pressure valve 20 closed, the pressure in the cavity of the 23 columns of the elevator pipes 2 rises and the formation fluid enters the wellhead into the oil gathering line 24. Reverse flow of the formation fluid from the oil gathering line 24 into the well 18 or into the over-pack cavity 13 of the well 1 (Fig. 3) prevents the check valve 26 installed in the upper part downhole pipeline 18 is above a dynamic level.
Во время движения колонны насосных штанг 21 и связанного с ней плунжера 19 вниз давление в полости 25 глубинного насоса 3 повышается, при этом закрывается боковой всасывающий клапан 5, пластовый флюид из полости 25 через открытый нагнетательный клапан 20 плунжера 19 поступает в полость 23 колонны лифтовых труб 2. Циклы повторяются. При этом отвод свободного газа из нижнего продуктивного пласта 14 в линию нефтесбора 24 происходит непрерывно, при движении колонны насосных штанг 21 вверх и вниз.During the movement of the string of pump rods 21 and the associated plunger 19 downward, the pressure in the cavity 25 of the downhole pump 3 rises, while the lateral suction valve 5 is closed, the formation fluid from the cavity 25 through the open discharge valve 20 of the plunger 19 enters the cavity 23 of the lift pipe string 2. The cycles are repeated. In this case, the free gas is diverted from the lower reservoir 14 to the oil gathering line 24 continuously when the column of pump rods 21 moves up and down.
Вариант 2 (фиг.2). Давление нижнего пласта в скважине больше давления верхнего пласта.Option 2 (figure 2). The pressure of the lower reservoir in the well is greater than the pressure of the upper reservoir.
При движении вверх колонны насосных штанг 21, связанной со станком-качалкой 22, одновременно внутри цилиндра насоса 3 вверх перемещается плунжер 19, при этом нагнетательный клапан 20 закрыт, в полости 25 цилиндра насоса 3, расположенной под плунжером 19, давление снижается ниже пластового давления PB верхнего пласта 15. Пластовый флюид из продуктивного пласта 15 через перфорационные отверстия 17 проходит во внутреннюю полость 13 обсадной колонны 11, где естественным образом дегазируется и далее через открытый нижний всасывающий клапан 4 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При дальнейшем движении плунжера 19 вверх происходит открытие бокового всасывающего клапана 5, при этом вследствие того, что пластовое давление PH нижнего пласта 14 больше пластового давления PB верхнего пласта 15, нижний всасывающий клапан 4 закрывается и прекращается поступление пластового флюида из верхнего продуктивного пласта 15. При этом пластовый флюид из нижнего продуктивного пласта 14 через перфорационные отверстия 16 поступает в подпакерную полость 12 обсадной колонны 11 и далее через хвостовик 9 поступает в канал 8. Свободный газ, выделившийся из пластового флюида, движется вместе с пластовым флюидом вверх. При перетекании пластового флюида из канала 8 в канал 7 направление движения пластового флюида изменяется на противоположное. При этом скорость течения пластового флюида меньше скорости всплытия пузырьков газа. Свободный газ из каналов 8 и 7 поднимается в трубопровод 18 и далее в линию нефтесбора 24 или в надпакерную полость 13 скважины 1 выше динамического уровня и оттуда через обвязку устья скважины (не показана) в линию нефтесбора 24. Дегазированный пластовый флюид из канала 7 перетекает в канал 6 и через боковой всасывающий клапан 5 поступает в полость 25 цилиндра насоса 3. При закрытом нагнетательном клапане 20 давление в полости 23 колонны лифтовых труб 2 повышается и пластовый флюид поступает на устье скважины в линию нефтесбора 24. Обратный переток пластового флюида из линии нефтесбора 24 в скважинный трубопровод 18 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 предотвращает обратный клапан 26, установленный в верхней части скважинного трубопровода 18 выше динамического уровня.When moving up the column of pump rods 21, connected with the pumping unit 22, the plunger 19 moves simultaneously upward inside the cylinder of the pump 3, while the discharge valve 20 is closed, in the cavity 25 of the cylinder of the pump 3 located under the plunger 19, the pressure decreases below the reservoir pressure P B of the upper formation 15. The formation fluid from the reservoir 15 through the perforations 17 passes into the inner cavity 13 of the casing 11, where it is naturally degassed and then through the open lower suction valve 4 it enters cavity 25 of the pump cylinder 3. With a further upward movement of the plunger 19, the side suction valve 5 opens, due to the fact that the reservoir pressure P H of the lower reservoir 14 is greater than the reservoir pressure P B of the upper reservoir 15, the lower suction valve 4 closes and the flow of reservoir fluid from the upper reservoir 15. In this case, the reservoir fluid from the lower reservoir 14 through the perforations 16 enters the sub-packer cavity 12 of the casing 11 and then through the liner 9 enters anal 8. The free gas released from the reservoir fluid, moving with the formation fluid upwardly. When the formation fluid flows from channel 8 to channel 7, the direction of movement of the formation fluid is reversed. In this case, the flow velocity of the formation fluid is less than the velocity of ascent of gas bubbles. Free gas from channels 8 and 7 rises into the pipeline 18 and then to the oil gathering line 24 or to the overpack cavity 13 of the well 1 above the dynamic level and from there through the piping of the wellhead (not shown) to the oil gathering 24. The degassed formation fluid from the channel 7 flows into channel 6 and through a side suction valve 5 enters the cavity 25 of the cylinder of the pump 3. When the discharge valve 20 is closed, the pressure in the cavity 23 of the column of elevator pipes 2 rises and the reservoir fluid enters the oil gathering line 24 at the wellhead 24. Reverse flow The formation fluid from the oil recovery line 24 to the downhole pipe 18 or to the over-packer cavity 13 of the well 1 prevents the check valve 26, which is installed in the upper part of the downhole pipe 18 above a dynamic level.
Во время движения колонны насосных штанг 21 и связанного с ней плунжера 19 вниз давление в полости 25 глубинного насоса 3 повышается, при этом закрывается боковой всасывающий клапан 5, пластовый флюид из полости 25 через открытый нагнетательный клапан 20 плунжера 19 поступает в полость 23 колонны лифтовых труб 2. Циклы повторяются. При этом отвод свободного газа из нижнего продуктивного пласта 14 в линию нефтесбора 24 либо в надпакерную полость 13 скважины 1 происходит непрерывно, при движении колонны насосных штанг 21 вверх и вниз.During the movement of the string of pump rods 21 and the associated plunger 19 downward, the pressure in the cavity 25 of the downhole pump 3 rises, while the lateral suction valve 5 is closed, the formation fluid from the cavity 25 through the open discharge valve 20 of the plunger 19 enters the cavity 23 of the lift pipe string 2. The cycles are repeated. In this case, the free gas is diverted from the lower reservoir 14 to the oil gathering line 24 or to the over-packer cavity 13 of the well 1 continuously when the column of pump rods 21 moves up and down.
Таким образом, технический результат, заключающийся в сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде, добываемом из нижнего подпакерного пласта при одновременно-раздельном способе добычи, обеспечивается за счет использования в установке для осуществления этого способа переходного элемента с системой продольных каналов, гидравлически связанных между собой, и скважинным трубопроводом для отвода газа на устье скважины. Кроме этого, соединение входа скважинного трубопровода с системой продольных каналов переходного элемента, а не непосредственно с приемной камерой штангового насоса, обеспечивает полный и непрерывный отвод газа из пластового флюида, поступающего из подпакерного пространства.Thus, the technical result, which consists in the separation and removal of associated gas contained in the reservoir fluid produced from the lower sub-packer reservoir at the same time as a separate production method, is ensured by the use of a transition element with a system of longitudinal channels hydraulically connected in the apparatus for implementing this method between each other, and the downhole pipeline for the removal of gas at the wellhead. In addition, the connection of the inlet of the downhole pipeline with the system of longitudinal channels of the transition element, and not directly with the suction chamber of the sucker rod pump, provides a complete and continuous removal of gas from the reservoir fluid coming from the sub-packer space.
Источники информацииInformation sources
1. RU 2391493, МПК F04B 47/02, опубл. 2010.06.10.1. RU 2391493, IPC F04B 47/02, publ. 06.06.10.
2. RU 2351801, МПК F04B 47/02, опубл. 2007.11.02.2. RU 2351801, IPC F04B 47/02, publ. 2007.11.02.
3. RU 2221136, МПК Е21В 43/14, опубл. 2004.01.04.3. RU 2221136, IPC Е21В 43/14, publ. 2004.01.04.
4. RU 59138 U1, МПК Е21В 43/14, опубл. 2006.12.10.4. RU 59138 U1, IPC Е21В 43/14, publ. 2006.12.10.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012135325/03A RU2513566C2 (en) | 2012-08-16 | 2012-08-16 | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012135325/03A RU2513566C2 (en) | 2012-08-16 | 2012-08-16 | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012135325A RU2012135325A (en) | 2014-02-27 |
| RU2513566C2 true RU2513566C2 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50151491
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012135325/03A RU2513566C2 (en) | 2012-08-16 | 2012-08-16 | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513566C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2566844C1 (en) * | 2014-11-14 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Double-tubing string installation for dual operation of two strata with one well |
| RU2572041C2 (en) * | 2014-04-15 | 2015-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Equipment for dual bed operation for oil- and gas-bearing formations in well |
| EA030727B1 (en) * | 2015-12-31 | 2018-09-28 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same |
| EA035282B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-05-25 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | System for simultaneous-separate oil production using an integrated bar pump, and method for installing the system in a well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU724693A1 (en) * | 1975-07-17 | 1980-03-30 | Куйбышевский политехнический институт им. В.В.Куйбышева | Deep-well pumping unit for oil production |
| SU1087689A1 (en) * | 1983-04-06 | 1984-04-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Combined liquid lift |
| US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
| RU59138U1 (en) * | 2006-03-13 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) |
| RU65964U1 (en) * | 2006-09-05 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER |
| RU2007114215A (en) * | 2007-04-16 | 2008-10-27 | ООО НИИ "СибГеоТех" (RU) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM ONE WELL WITH SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) |
-
2012
- 2012-08-16 RU RU2012135325/03A patent/RU2513566C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU724693A1 (en) * | 1975-07-17 | 1980-03-30 | Куйбышевский политехнический институт им. В.В.Куйбышева | Deep-well pumping unit for oil production |
| SU1087689A1 (en) * | 1983-04-06 | 1984-04-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Combined liquid lift |
| US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
| RU59138U1 (en) * | 2006-03-13 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) |
| RU65964U1 (en) * | 2006-09-05 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER |
| RU2007114215A (en) * | 2007-04-16 | 2008-10-27 | ООО НИИ "СибГеоТех" (RU) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM ONE WELL WITH SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2572041C2 (en) * | 2014-04-15 | 2015-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Equipment for dual bed operation for oil- and gas-bearing formations in well |
| RU2566844C1 (en) * | 2014-11-14 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Double-tubing string installation for dual operation of two strata with one well |
| EA030727B1 (en) * | 2015-12-31 | 2018-09-28 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same |
| EA035282B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-05-25 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | System for simultaneous-separate oil production using an integrated bar pump, and method for installing the system in a well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012135325A (en) | 2014-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| CN101025080A (en) | Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator | |
| RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
| RU2410531C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
| CN103089204A (en) | Double-coal-bed layered pressure control device combining coal discharging and coal mining | |
| RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| CN210217698U (en) | Three-layer oil well sucker-rod pump oil production and water production reinjection pipe column | |
| CN106401541A (en) | Oil production structure capable of achieving multi-oil-layer commingled production | |
| RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU85547U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS | |
| RU144119U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS) | |
| RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
| RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
| RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
| RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
| CN203114260U (en) | Double-coalbed layering pressure-controlling combined water exhausting and gas collecting device | |
| RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
| RU2402678C1 (en) | Pump station for simultaneous separate development of reservoirs in well | |
| RU2578093C1 (en) | Plant for simultaneous separate operation of two formations | |
| US3483827A (en) | Well producing apparatus | |
| CN111980640A (en) | Three-layer oil well sucker-rod pump oil extraction and water production reinjection pipe column and using method | |
| RU2276253C1 (en) | Method for gas-and-liquid mixture lifting from well | |
| RU2353808C1 (en) | Plant for dual operation of two beds |