RU2575856C2 - Device for oil production with downhole separation - Google Patents
Device for oil production with downhole separation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2575856C2 RU2575856C2 RU2014110618/03A RU2014110618A RU2575856C2 RU 2575856 C2 RU2575856 C2 RU 2575856C2 RU 2014110618/03 A RU2014110618/03 A RU 2014110618/03A RU 2014110618 A RU2014110618 A RU 2014110618A RU 2575856 C2 RU2575856 C2 RU 2575856C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- oil
- string
- downhole
- sucker rod
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 claims abstract description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 9
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 230000001174 ascending Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью.The group of inventions relates to the oil industry, in particular to the production of oil separated from gas and water by a sucker rod pump from wells with high productivity.
Известны варианты способа добычи скважинной продукции и глубинно-насосных устройств для их осуществления [1]. Один из вариантов способа заключается в откачке скважинной продукции штанговым глубинно-насосным устройством двойного действия, состоящим из корпуса с парой цилиндр - плунжер, всасывающих и нагнетательных клапанов, при этом им одновременно откачивают газожидкостную смесь и дегазированную жидкость или нефть и воду раздельно или продукцию двух нефтеносных пластов различного химического состава с различными физическими свойствами разными рабочими полостями цилиндра, расположенными ниже и выше разделяющего их плунжера; нижней полостью откачивают газожидкостную смесь, газ, воду или продукцию из нижнего нефтеносного пласта, при этом в нижнюю полость газожидкостная смесь поступает непосредственно из эксплуатационной колонны или по хвостовику, спущенному до забоя, а в верхнюю полость дегазированная скважинная жидкость поступает из газосепарационной приемной боковой камеры или вода и нефть, или продукция нижнего и верхнего нефтеносных пластов, поступающих из газосепарационной приемной камеры или напорной камеры подготовки и приема, где газосепарационную камеру образуют между корпусом насоса и корпусом приемной камеры, в которую скважинная жидкость поступает через боковые приемные отверстия, где при повороте направления потока ее дегазируют, а далее, при ходе плунжера вниз, отсасывают в верхнюю полость глубинного насоса, которую далее, при ходе плунжера вверх, нагнетают в колонну подъемных насосно-компрессорных труб, при этом одновременно, при ходе плунжера вниз, отжимают вверх продукцию, находящуюся под плунжером через полый шток разделительной перегородки насоса, а при ходе плунжера вверх область, находящуюся под плунжером, заполняют новой порцией скважинной продукции.Known variants of the method for producing well products and deep-pumping devices for their implementation [1]. One of the variants of the method consists in pumping downhole products with a double-acting sucker-rod pump device consisting of a body with a pair of cylinder-plunger, suction and discharge valves, while simultaneously pumping the gas-liquid mixture and degassed liquid or oil and water separately or two oil-bearing products formations of different chemical composition with different physical properties by different working cavities of the cylinder, located below and above the plunger separating them; the gas-liquid mixture, gas, water or products from the lower oil reservoir are pumped out from the lower cavity, while the gas-liquid mixture enters the lower cavity directly from the production string or down the liner, and the degassed borehole liquid enters the upper cavity from the gas separation receiving side chamber or water and oil, or the products of the lower and upper oil reservoirs coming from the gas separation receiving chamber or pressure chamber of preparation and reception, where the gas separation The second chamber is formed between the pump casing and the receiving chamber casing, into which the borehole fluid enters through the lateral inlet openings, where it is degassed when the flow direction is turned, and then, when the plunger moves down, it is sucked into the upper cavity of the deep pump, which then, during the plunger upwardly, they pump it into the column of lifting tubing, while at the same time, when the plunger moves downward, products under the plunger are pressed upward through the hollow rod of the pump dividing wall, and when the plunger moves upwards, the area under the plunger is filled with a new portion of well production.
Один из вариантов глубинного насоса состоит из двух концентрично расположенных корпусов, внутренний из которых является одновременно и корпусом, и цилиндром, плунжера, разделительной перегородки с замковым упором с наружными и внутренними уплотнителями, образующей с плунжером одну рабочую полость, полого штока, пропущенного через разделительную перегородку, узла всасывающего клапана, образующего с плунжером другую рабочую полость, нижняя из которых сообщена со стволом скважины через очистную газоотбивающую сетку или газосепаратор погружного типа, служащий наружным корпусом и приемной камерой верхней полости глубинного насоса для отделения газа и выброса его в затрубное пространство через перепускной клапан и поступления отсепарированной жидкости с остаточным газом в нижнюю рабочую полость, когда наружный корпус служит приемной камерой верхней рабочей полости и сообщен с ней боковым всасывающим клапаном и очистной газоотбивающей сеткой, при этом рабочие полости и их приемные камеры отделены друг от друга пакером для обеспечения раздельной откачки продукции двух нефтеносных пластов, а приемные камеры имеют пружинно-регулировочные клапаны, позволяющие регулировать величины забойных давлений против нефтеносных пластов.One of the options for the submersible pump consists of two concentric housings, the inner of which is both the housing and the cylinder, a plunger, a separation partition with a lock stop with external and internal seals, forming one working cavity with a plunger, a hollow rod passed through the separation partition of a suction valve assembly forming another working cavity with a plunger, the lower of which is connected to the wellbore through a gas treatment net or gas separator submersible type, which serves as the outer casing and the receiving chamber of the upper cavity of the deep pump for separating gas and ejecting it into the annulus through the bypass valve and entering the separated liquid with residual gas into the lower working cavity, when the outer casing serves as a receiving chamber of the upper working cavity and is in communication with it side suction valve and gas cleaning net, while working cavities and their receiving chambers are separated from each other by a packer to ensure separate pumping of the products of two oil-bearing strata, and the receiving chamber are spring-adjustment valves to adjust the value of downhole pressure against reservoirs.
Недостатком данного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции глубинно-насосного оборудования, которую трудно осуществить на практике. Вместе с тем, известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием глубинного штангового насоса (ГШН), так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, конструкция насоса не позволяет производить его подъем на устье для замены или ремонта без подъема колонны лифтовых труб.The disadvantage of this method of oil production and a device for its implementation is the design complexity of the downhole pumping equipment, which is difficult to put into practice. However, the known method of oil production does not allow for the complete separation of gas from the formation fluid received at the intake of the deep-well sucker rod pump (GSN), since the gas separation process takes place in the annular space formed by the pump casing and the casing, and the volume of this annular space is negligible , since the linear dimensions of the casing do not exceed the dimensions of the pump used, and its diameter is limited by the dimensions of the wellbore. In addition, the design of the pump does not allow its lifting at the mouth for replacement or repair without lifting the column of elevator pipes.
Известны также способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления [2]. Штанговую насосную установку выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью. В процессе эксплуатации из межтрубного пространства скважины откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной НКТ и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения.There is also known a method of producing liquid and gas from a well and a sucker rod pump unit for its implementation [2]. The sucker rod pump installation is performed in such a way that in the extreme upper position of the plunger its supra-plunger part is hydraulically communicated with the sub-plunger part. During operation, free gas is pumped from the annulus of the well with a sucker rod pump unit, while at the same time it increases the fill factor and eliminates hydraulic shocks by maintaining a dynamic level at the sucker rod pump unit while separating the fluid flow that is introduced from the hollow rods into the annular space between a string of tubing and tubing and solid rods, while in each pumping cycle, the separated liquid is sent to the accumulator l between the tubing and the hollow rod and the end of the ascending stroke of the plunger the separated liquid from the accumulator is introduced into the inner space of the cylinder through the throttle device, wherein the liquid stream entering the hollow rods in the annular space is provided in the zone where the pressure in the fluid stream below the saturation pressure.
Недостатком известного способа добычи нефти является то, что для его осуществления внесли значительные изменения в конструкцию стандартного невставного ГШН. Особенности предлагаемой конструкции не предусматривают возможности ее применения при использовании вставных ГШН. Также недостатком является наличие перетока флюида из колонны лифтовых труб в подплунжерную полость насоса, что значительно снижает производительность насосной установки.The disadvantage of this method of oil production is that for its implementation, significant changes have been made to the design of a standard non-standard GSHN. Features of the proposed design do not provide for the possibility of its use when using plug-in GSHN. Another disadvantage is the presence of fluid flow from the column of elevator pipes into the sub-plunger cavity of the pump, which significantly reduces the performance of the pump unit.
Известны также способ и устройство для подъема жидкостей из скважин [3]. Способ включает подъем жидкости в нижней ступени посредством электрического погружного насоса, отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство и подъем жидкости в верхней ступени посредством ГШН. Подъем жидкости в нижней ступени осуществляют на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне НКТ на высоте, превышающей уровень входа в ГШН. Устройство для подъема содержит электрический погружной насос, сепаратор и ГШН для подъема жидкости в верхней ступени. На колонне НКТ, выше уровня входа в ГШН, выполнены отверстия, сообщающие полость колонны НКТ с затрубным пространством.Also known is a method and device for lifting fluids from wells [3]. The method includes raising the liquid in the lower stage by means of an electric submersible pump, separating the liquid from the gas, directing the gas into the annulus, and raising the liquid in the upper stage by means of the pressure gauge. The rise of the liquid in the lower stage is carried out to a height exceeding the level of entry into the main shaft, while part of the liquid is directed into the annulus through openings made in the tubing string at a height exceeding the level of entrance into the main shaft. The lifting device comprises an electric submersible pump, a separator and a main pump for lifting liquid in the upper stage. On the tubing string, above the entrance level to the main shaft, holes are made that communicate the tubing string cavity with the annulus.
Недостатком известных способа и устройства для подъема жидкости из скважин является то, что для его осуществления в скважину спускают компоновку из двух насосов, один из которых - погружной электроцентробежный насос, а это влечет за собой значительный рост потребления электроэнергии. Кроме того, наличие в компоновке дополнительного оборудования повышает риск отказа системы в целом.A disadvantage of the known method and device for raising liquid from wells is that for its implementation, a layout of two pumps is lowered into the well, one of which is a submersible electric centrifugal pump, and this entails a significant increase in electricity consumption. In addition, the presence of additional equipment in the layout increases the risk of system failure as a whole.
Наиболее близкими по технической сущности к заявляемой группе изобретений являются способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления [4]. Способ заключается в подъеме жидкости глубинным насосом с использованием энергии газа и давления гидростатического столба газожидкостной смеси, которая находится над приемом насоса. К глубинному насосу подают жидкость сверху вниз по изолированному от забоя кольцевому пространству, отделив газ. Откачивают газ и распространяют его подъемную энергию по всему стволу скважины. Давлением столба дегазированной жидкости снимают часть нагрузки от веса поднимаемой по колонне скважиной продукции. Установка содержит глубинные насосы, всасывающие и нагнетательные клапаны, колонны штанг и труб, газоперепускные клапаны. Нижний насос выполнен одинарного действия с кольцевым каналом между корпусом и кожухом и приемной камерой. Верхний насос выполнен с поршнем двойного действия, боковыми всасывающими и нагнетательными клапанами. Оба насоса соединены между собой. Также имеется газосепаратор-деэмульсатор.Closest to the technical nature of the claimed group of inventions are a method of lifting a gas-liquid mixture of wells and installation for its implementation [4]. The method consists in lifting the liquid with a deep pump using gas energy and the pressure of the hydrostatic column of the gas-liquid mixture, which is located above the pump intake. Liquid is pumped to the deep pump from top to bottom along the annular space isolated from the bottom, separating gas. Pump gas and distribute its lifting energy throughout the wellbore. By the pressure of a column of degassed liquid, part of the load is removed from the weight of the products lifted along the column by the well. The installation contains deep-well pumps, suction and discharge valves, rod and pipe columns, gas transfer valves. The lower pump is made of a single action with an annular channel between the housing and the casing and the receiving chamber. The upper pump is made with a double-acting piston, side suction and discharge valves. Both pumps are interconnected. There is also a gas separator-demulsifier.
Недостатком известного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции, включающей два ГШН, при этом известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием ГШН, так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, отсутствует возможность смены насоса без подъема колонны лифтовых труб.A disadvantage of the known method of oil production and a device for its implementation is the complexity of the design, including two GSHN, while the known method of oil production does not allow for complete separation of gas from the reservoir fluid received at the GSHN reception, since the gas separation process occurs in the annular space formed the pump housing and the casing, and the volume of this annular space is negligible, since the linear dimensions of the casing do not exceed the dimensions of the pump used, and its diameter is limited by the dimensions wellbore. In addition, there is no possibility of changing the pump without lifting the lift pipe string.
Задачей, решаемой группой изобретений, является создание способа добычи нефти из скважин с высокой обводненностью, а также высоким газовым фактором на месторождениях с низким пластовым давлением, обеспечивающего подачу отсепарированного естественным образом пластового флюида непосредственно с динамического уровня скважины, не требующего внесения изменений в конструкцию стандартных глубинно-штанговых насосов. Также задачей изобретений является повышение эффективности добычи и снижение затрат на подъем, транспортировку и подготовку нефти за счет снижения объемов добываемой попутной воды.The problem solved by the group of inventions is the creation of a method of oil production from wells with high water cut and high gas factor in fields with low reservoir pressure, which provides the supply of naturally separated reservoir fluid directly from the dynamic level of the well, without requiring changes to the design of standard deep well - sucker rod pumps. Another objective of the invention is to increase production efficiency and reduce the cost of lifting, transporting and preparing oil by reducing the volume of produced associated water.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти с внутрискважинной сепарацией с использованием штангового глубинного насоса, заключающемся в том, что к глубинному насосу подают нефть сверху вниз по дополнительному скважинному трубопроводу, предварительно отсепарированную естественным образом вследствие гравитационного разделения в процессе подъема по затрубному пространству скважины от газа и воды, обеспечивают такую работу штангового глубинного насоса, при котором динамический уровень устанавливается выше, а водонефтяной раздел ниже входа скважинного трубопровода.The problem is solved due to the fact that in the method of oil production with downhole separation using a sucker rod pump, which consists in the fact that oil is supplied to the downhole pump from top to bottom through an additional borehole pipe, which was previously separated naturally due to gravitational separation during the annular lifting process the space of the well from gas and water, provide such an operation of the sucker rod pump at which the dynamic level is set higher, water-borehole section below the entry pipeline.
Кроме этого, подаваемую к глубинному насосу нефть могут предварительно ингибировать химическим реагентом, подаваемым на вход дополнительного скважинного трубопровода с устья скважины.In addition, the oil supplied to the downhole pump can be pre-inhibited by a chemical reagent supplied to the input of an additional downhole pipeline from the wellhead.
Поставленная задача также решается за счет того, что устройство, содержащее вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонны штанг и лифтовых труб, фильтр, устанавливаемый ниже всасывающего клапана, согласно изобретению содержит расположенную на устье скважины станцию управления с частотным преобразователем, регулирующим работу штангового глубинного насоса, и дополнительный скважинный трубопровод, закрепленный на наружной поверхности колонны лифтовых труб с обеспечением гидравлической связи нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела; колонна лифтовых труб выполнена с хвостовиком, обеспечивающим гидравлическую связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом до установки в нее вставного штангового глубинного насоса или поршня невставного штангового глубинного насоса.The problem is also solved due to the fact that the device containing an insert or non-integral sucker rod pump, suction and discharge valves, columns of rods and elevator pipes, a filter installed below the suction valve, according to the invention contains a control station located on the wellhead with a frequency converter, regulating the operation of the sucker rod pump, and an additional downhole pipe mounted on the outer surface of the column of elevator pipes with hydraulic the connection between its lower part and the column of elevator pipes is lower than the filter installation level, and the upper part - with the downhole space below the dynamic level, but above the oil-water section; the column of elevator pipes is made with a shank providing hydraulic connection of the bottomhole zone of the well with the column of elevator pipes and an additional downhole pipe before installing an insert rod sucker rod pump or a piston for an unplanned rod sucker pump.
Для герметичного перекрытия хвостовика устройство может содержать средоразделитель, соединяемый посредством штока с нижней частью фильтра.For tight overlap of the shank, the device may include a medium separator connected by a rod to the bottom of the filter.
Кроме этого, устройство может содержать блок дозирования реагентов, расположенный на устье скважины и гидравлически связанный с верхней частью дополнительного скважинного трубопровода.In addition, the device may include a reagent dosing unit located at the wellhead and hydraulically connected to the upper part of the additional downhole pipeline.
Способ добычи нефти с внутрискважинной сепарацией поясняется чертежами, на которых изображено устройство для добычи нефти, при этом на фиг.1 изображено устройство в рабочем положении; на фиг.2 - компоновка устройства до установки глубинного насоса в колонне лифтовых труб.The method of oil production with downhole separation is illustrated by drawings, which depict a device for oil production, while figure 1 shows the device in operating position; figure 2 - layout of the device before installing the downhole pump in the column of elevator pipes.
Нефтяная скважина 1 с установленным на устье станком-качалкой 2 и блоком дозирования реагентов 3 оснащена обсадной колонной 4, внутри которой в колонне лифтовых труб 5 на замковой опоре 6 установлен ГШН 7 с плунжером 8, который посредством колонны штанг 9 связан со станком-качалкой 2. ГШН 7 оснащен всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами. Всасывающий клапан 10 через фильтр 12 и канал 13 гидравлически связан с дополнительным скважинным трубопроводом 14, вход которого - приемная полость 15 - расположен внутри обсадной колонны 4 ниже динамического уровня 16, но выше водонефтяного раздела 17, и гидравлически связан посредством линии подачи реагента 18 с блоком дозирования реагентов 3. В нижней части фильтра 12 на штоке 19 установлен средоразделитель 20, герметично перекрывающий хвостовик 21, который, в свою очередь, гидравлически связан с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 и через верхние (ВДП) 23 и нижние (НДП) 24 дыры перфорации с призабойной зоной продуктивного пласта (не показан).An
Для осуществления добычи нефти устройство устанавливают в рабочее положение в два этапа. На первом этапе в скважину спускают компоновку (фиг.2), включающую колонну лифтовых труб 5 с замковой опорой 6, хвостовиком 21 и дополнительным скважинным трубопроводом 14, закрепленным на наружной поверхности лифтовой колонны 5. При этом скважинный трубопровод 14 через канал 13 гидравлически связан с внутренней полостью лифтовой колонны 5 и через хвостовик 21 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4. Верхняя часть трубопровода 14 оснащена насадкой 25, обеспечивающей прохождение скважинного флюида и одновременно с этим гидравлическую связь с дозаторным блоком 3 посредством линии подачи реагента 18. Во время спуска компоновки происходит беспрепятственное заполнение лифтовой колонны 5 и скважинного трубопровода 14 пластовым флюидом, находящимся в полости 22 обсадной колонны 4. На втором этапе, после достижения заданной глубины установки замковой опоры 6, в скважину на колонне штанг 9 спускают глубинный насос 7 с плунжером 8, всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами, фильтром 12, в нижней части которого на штоке 19 установлен средоразделитель 20. Одновременно с посадкой глубинного насоса 7 на замковой опоре 6 средоразделитель 20 входит в хвостовик 21 и герметично перекрывает его, таким образом прерывается гидравлическая связь глубинного насоса 7 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 через хвостовик 21.To carry out oil production, the device is set into working position in two stages. At the first stage, the layout is lowered into the well (Fig. 2), which includes a column of
Способ добычи нефти осуществляют следующим образом. Пластовый флюид через интервал перфорации, ограниченный сверху верхними дырами перфорации (ВДП) 23 и снизу - нижними дырами перфорации (НДП) 24, из призабойной зоны поступает во внутреннюю полость 22 обсадной колонны 4, что вызвано работой глубинного насоса 7, поднимается вверх по стволу скважины к уровню водонефтяного раздела 17. При этом вследствие разности удельных весов происходит его гравитационное разделение на воду, нефть и газ. Нефть и растворенный в ней попутный газ поднимаются выше к динамическому уровню 16, а более тяжелая вода опускается вниз на уровень НДП 24, где забойное давление выше, чем на уровне ВДП 23. При этом часть попутной воды через НДП 24 фильтруется обратно в пласт за счет разницы гидростатического давления между НДП 24 и ВДП 23, вытесняя в нем более легкую нефть на уровень ВДП 23. По мере подъема нефти к динамическому уровню 16 происходит ее естественная сепарация, и выделившийся попутный газ, скапливаясь в затрубном пространстве 26 над динамическим уровнем 16, поступает на устье скважины и далее в нефтесборный коллектор (не показан).The method of oil production is as follows. The formation fluid through the perforation interval bounded above by the upper perforation holes (VDP) 23 and below by the lower perforation holes (NDP) 24, from the bottomhole zone enters the
При работающем станке-качалке 2 вместе с перемещением вверх колонны штанг 9 в глубинном насосе 7 вверх перемещается плунжер 8 и дегазированная, практически, безводная нефть с динамического уровня 16 по трубопроводу 14 через канал 13, полость 27, фильтр 12 и открытый всасывающий клапан 10 поступает в глубинный насос 7. При этом через насадку 25 в трубопровод 14 с динамического уровня 16 поступает новая порция отсепарированной безводной нефти. Одновременно из дозаторного блока 3 по линии подачи реагента 18 через насадку 25 в трубопровод 14 подают порцию химического реагента, который, смешиваясь с находящейся в нем нефтью, ингибирует ее, предотвращая тем самым образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и их выпадение на внутренней поверхности трубопровода 14, глубинном насосе 7 и внутренней поверхности лифтовой колонны 5.When the
Во время хода колонны штанг 9 вниз всасывающий клапан 10 закрывается, и нефть через открытый нагнетательный клапан 11 и плунжер 8 нагнетается в лифтовую колонну 5 и далее на устье скважины. С помощью станции управления с частотным преобразователем 28 подбирают такой режим работы глубинного насоса 7, при котором в скважине формируется саморегулирующая система, которая стабилизирует динамический уровень 16 и уровень водонефтяного раздела 17, при этом должно соблюдаться условие: динамический уровень 16 устанавливается выше, а водонефтяной раздел 17 ниже входа 15 скважинного трубопровода 14. Вследствие этого часть попутной воды, поступающей в скважину через ВДП 23, не поднимается вверх, к глубинному насосу 7, а опускается вниз к НДП 24 и фильтруется обратно в пласт, тем более что нижняя часть залежи, как правило, характеризуется повышенными продуктивными характеристиками и более высокой обводненностью.During the stroke of the column of
Техническим результатом предлагаемого способа добычи нефти и устройства для его осуществления является то, что в процессе добычи безводной и, в значительной степени, дегазированной нефти, поступающей с динамического уровня скважины в глубинный насос, снижается вредное влияние газа на работу подземного оборудования, тем самым увеличивается коэффициент заполнения и обеспечивается стабильная работа, повышается его межремонтный период. Кроме того, внутрискважинная сепарация попутной воды повышает эффективность добычи, так как снижаются затраты на подъем, транспортировку и подготовку нефти. Кроме того, данный способ предполагает уменьшение добычи попутной воды и в некоторых случаях он может служить альтернативой добычи нефти с применением ЭЦН.The technical result of the proposed method of oil production and device for its implementation is that in the process of producing anhydrous and, to a large extent, degassed oil coming from the dynamic level of the well to the downhole pump, the harmful effect of gas on the operation of underground equipment is reduced, thereby increasing the coefficient filling and stable operation is ensured, its overhaul period is increased. In addition, downhole separation of associated water increases the efficiency of production, as the costs of raising, transporting and preparing oil are reduced. In addition, this method involves reducing the production of associated water and in some cases it can serve as an alternative to oil production using ESP.
Источники информацииInformation sources
1. RU 2189433, МПК E21B 43/00, опубл. 20.09.2002 г.1. RU 2189433, IPC E21B 43/00, publ. September 20, 2002
2. RU 2203396, МПК E21B 43/00, опубл. 27.04.2003 г.2. RU 2203396, IPC E21B 43/00, publ. 04/27/2003
3. RU 2325553, МПК F04B 47/00, опубл. 27.05.2008 г.3. RU 2325553, IPC F04B 47/00, publ. May 27, 2008
4. RU 2114282, МПК E21B 43/00, опубл. 27.06.1998 г.4. RU 2114282, IPC E21B 43/00, publ. 06/27/1998
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014110618/03A RU2575856C2 (en) | 2014-03-19 | Device for oil production with downhole separation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014110618/03A RU2575856C2 (en) | 2014-03-19 | Device for oil production with downhole separation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014110618A RU2014110618A (en) | 2015-09-27 |
| RU2575856C2 true RU2575856C2 (en) | 2016-02-20 |
Family
ID=
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
| RU2815669C1 (en) * | 2023-09-07 | 2024-03-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Installation of sucker-rod pump with parallel pipe strings for operation of wells with increased sand production |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4497370A (en) * | 1982-08-12 | 1985-02-05 | Breslin Michael K | Apparatus and method for recovery of liquid hydrocarbons from ground water |
| RU2114282C1 (en) * | 1994-08-09 | 1998-06-27 | Тимашев Анис Тагирович | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells |
| RU2138625C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-27 | Закрытое акционерное общество "Геотех" | Method for development of water-oil deposit |
| RU2228433C2 (en) * | 2001-04-05 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method |
| RU2325553C1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Method and device for liquid lifting from bores |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4497370A (en) * | 1982-08-12 | 1985-02-05 | Breslin Michael K | Apparatus and method for recovery of liquid hydrocarbons from ground water |
| RU2114282C1 (en) * | 1994-08-09 | 1998-06-27 | Тимашев Анис Тагирович | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells |
| RU2138625C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-27 | Закрытое акционерное общество "Геотех" | Method for development of water-oil deposit |
| RU2228433C2 (en) * | 2001-04-05 | 2004-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method |
| RU2325553C1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Method and device for liquid lifting from bores |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
| RU2815669C1 (en) * | 2023-09-07 | 2024-03-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Installation of sucker-rod pump with parallel pipe strings for operation of wells with increased sand production |
| RU2817441C1 (en) * | 2024-01-10 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole sucker-rod pump unit for oil production in conditions of high gas factor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8006756B2 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| CN101025080B (en) | Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator | |
| CN104024564A (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
| RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
| US6182751B1 (en) | Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures | |
| CA2775105C (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
| RU2443858C2 (en) | Device for extraction of well product and water pumping to formation | |
| RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2575856C2 (en) | Device for oil production with downhole separation | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2713290C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
| RU99111983A (en) | WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2402678C1 (en) | Pump station for simultaneous separate development of reservoirs in well | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds |