RU2592590C1 - Method for operation of marginal well - Google Patents
Method for operation of marginal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2592590C1 RU2592590C1 RU2015116629/03A RU2015116629A RU2592590C1 RU 2592590 C1 RU2592590 C1 RU 2592590C1 RU 2015116629/03 A RU2015116629/03 A RU 2015116629/03A RU 2015116629 A RU2015116629 A RU 2015116629A RU 2592590 C1 RU2592590 C1 RU 2592590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- valve
- annulus
- pump
- density
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к механизированной добыче нефти из малопродуктивных пластов.The invention relates to the field of oil production, namely to mechanized oil production from unproductive reservoirs.
Известен способ добычи нефти, включающий спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах (НКТ)в обсадную колонну выше продуктивного пласта и соединение с хвостовыми трубами, которые опускают до забоя и откачивают обводненную нефть через обратный клапан, размещенный на нижнем конце хвостовых труб (Патент РФ №2065026 E21B 43/00, БИ №22, 10.08.1996).A known method of oil production, including the descent of the deep pump on tubing into the casing above the reservoir and connecting to the tail pipes, which are lowered to the bottom and pump out the water-logged oil through a check valve located at the lower end of the tail pipes (RF Patent No. 2065026 E21B 43/00, BI No. 22, 08/10/1996).
Недостатком данного способа является то, что он предназначен исключительно для добычи обводненной нефти из средне- и многодебитных скважин.The disadvantage of this method is that it is intended solely for the production of flooded oil from medium and multi-well wells.
Наиболее близок по выполнению технологических операций способ эксплуатации малодебитной скважины, заключающийся в периодическом накоплении и последующей ее откачке глубинным насосом по насосно-компрессорным трубам жидкости в цикле накопления в затрубном пространстве накапливают газ, а в период откачки жидкости его перепускают в насосно-компрессорные трубы, поддерживая при этом в затрубном пространстве давление газа, равное давлению насыщения, причем в период накопления жидкости перепуск газа прекращают (а.с. №1488440 E21/B 43/00, БИ №23, 23.06.89).The closest to technological operations is the method of operating a low-production well, which consists in periodic accumulation and its subsequent pumping by a deep pump through the tubing of the fluid in the accumulation cycle in the annulus accumulate gas, and during pumping out of the fluid it is transferred to the tubing, supporting at the same time, in the annulus, the gas pressure equal to the saturation pressure, and during the period of fluid accumulation the gas bypass is stopped (AS No. 1488440 E21 / B 43/00, BI No. 23, 06.23.89 )
Однако по данному способу возможна эксплуатация скважины лишь в периодическом режиме, режим непрерывной откачки недоступен.However, according to this method, well operation is possible only in a batch mode, the continuous pumping mode is not available.
Решаемой задачей предлагаемого способа является обеспечение работы скважины, добывающей нефть из малопродуктивных пластов, в непрерывном режиме.The task of the proposed method is to ensure the operation of a well producing oil from unproductive formations in a continuous mode.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации малодебитной скважины путем периодического сообщения затрубного пространства с полостью насосно-компрессорных труб согласно изобретению насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти, причем верхнюю часть, упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.The problem is solved in that in the method of operating a low-production well by periodically communicating the annulus with the cavity of the tubing according to the invention, the tubing is equipped with a valve located above the deep pump above the dynamic level of the fluid, parallel to the axis of the tubing made in the form a cylindrical valve box and a locking member made of a material having a density lower than the density of the pumped oil, and the upper the part of the said box is hydraulically connected with the tubing, and the bottom with the annulus.
Сущность способа эксплуатации малодебитной скважины заключается в том, что при снижении динамического уровня до уровня клапана открывается гидравлический канал, связывающий затрубное пространство с полостью НКТ, и часть жидкости из полости НКТ изливается в затрубное пространство, предотвращая снижение динамического уровня до приема глубинного насоса.The essence of the method of operating a low-flowing well is that when the dynamic level decreases to the valve level, a hydraulic channel opens that connects the annulus to the tubing cavity, and part of the fluid from the tubing cavity is poured into the annulus, preventing a decrease in the dynamic level before receiving the deep pump.
Осуществление способа показано на фиг. 1 и 2:The implementation of the method is shown in FIG. 1 and 2:
Фиг. 1. Эксплуатация при закрытом клапане.FIG. 1. Operation with the valve closed.
Фиг. 2. Эксплуатация при открытом клапане.FIG. 2. Operation with the valve open.
Показаны следующие позиции:The following items are shown:
1 - насосно-компрессорные трубы1 - tubing
2 - глубинный насос2 - downhole pump
3 - клапан3 - valve
4 - динамический уровень4 - dynamic level
5 - клапанная коробка5 - valve box
6 - запорный орган6 - locking organ
7 - гидравлический канал7 - hydraulic channel
8 - отверстия8 - holes
9 - газожидкостная смесь9 - gas-liquid mixture
10 - затрубное пространство.10 - annulus.
Способ эксплуатации малодебитных скважин осуществляется следующим образом.The method of operation of low-yield wells is as follows.
Запорный орган может быть изготовлен из пустотелой прочной пластмассы. Размеры элементов клапана определяются для каждого конкретного условия скважины отдельно. Важно, что клапан открывает и закрывает канал сообщения в зависимости от величины динамического уровня.The locking element may be made of hollow, durable plastic. The dimensions of the valve elements are determined for each specific well condition separately. It is important that the valve opens and closes the communication channel, depending on the magnitude of the dynamic level.
Насосно-компрессорные трубы 1 над глубинным насосом 2 оборудуют клапаном 3 выше динамического уровня жидкости 4, выполняют клапан 3 в форме цилиндра, и располагают его параллельно оси насосно-компрессорных труб 1. Клапан 3 состоит из клапанной коробки 5 и запорного органа 6, причем через верхнюю часть упомянутой клапанной коробки 5 гидравлическим каналом 7 насосно-компрессорные трубы 1 сообщают с затрубным пространством 10, а запорный орган 6 клапана 3 выполняют из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти. Отверстия 8, выполненные на днище и на крышке клапанной коробке 5, обеспечивают плавучесть запорного органа 6 при превышении динамического уровня 4 выше места установки клапана 3, закрывая канал 7, тем самым обеспечивая работу насоса в штатном режиме и посадку запорного органа 6 на днище клапанной коробки 5 при опускании динамического уровня 4 ниже места установки клапана 3 для поддержания уровня жидкости на приеме насоса изливом жидкости из труб 1 в затрубное пространство 10. В противном случае, при отсутствии жидкости на прием насоса, происходит неизбежный выход из строя насосной установки из-за перегорания электродвигателя, если это электроцентробежный насос или заклинивания плунжерной пары штангового насоса.The
При динамическом уровне 4 жидкости в затрубном пространстве выше места расположения клапана 3 его запорный орган 6, вследствие плотности его материала ниже плотности добываемой жидкости, находится в верхнем положении, закрывая гидравлический канал 7 в клапанной коробке 5, что позволяет глубинному насосу 2 прокачивать (перепускать) газожидкостную смесь через насосно-компрессорные трубы 1 в штатном режиме.At a dynamic level of 4 fluid in the annulus above the location of
Малый дебит скважины не позволяет постоянно обеспечивать высокий динамический уровень 4. Вследствие малодебитности скважины в процессе откачки глубинным насосом 2 газожидкостной смеси 9 динамический уровень 4 снижается. Как только динамический уровень 4 достигает отметки ниже уровня крепления клапана 3, запорный орган 6 клапана 3 перемещается в нижнее положение. Часть газожидкостной смеси через гидравлический канал 7 клапанной коробки 5 перепускают в затрубное пространство 10, обеспечивая тем самым достаточный динамический уровень 4 для нормальной работы насоса. Этим предотвращается дальнейшее снижение до приема глубинного насоса 2.The small flow rate of the well does not allow to constantly maintain a high
Далее цикл повышения и понижения динамического уровня 9 жидкости повторяется, глубинный насос 2 работает в непрерывном режиме, обеспечивая добычу нефти из малопродуктивных пластов.Next, the cycle of increasing and decreasing the
Технико-экономические преимущества заявляемого способа: предотвращается снижение до приема глубинного насоса, что позволяет осуществлять непрерывную эксплуатацию малодебитной скважины, снижаются риски выхода из строя глубинного насоса, повышается дебит скважины, улучшаются технико-экономические показатели эксплуатации скважины.Technical appraisal and economic advantages of the proposed method: it is prevented from reducing to receiving a submersible pump, which allows continuous operation of a low-production well, the risks of failure of the submersible pump are reduced, the flow rate of the well is increased, and the technical and economic performance of the well is improved.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015116629/03A RU2592590C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Method for operation of marginal well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015116629/03A RU2592590C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Method for operation of marginal well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2592590C1 true RU2592590C1 (en) | 2016-07-27 |
Family
ID=56556949
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015116629/03A RU2592590C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Method for operation of marginal well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2592590C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2716786C1 (en) * | 2019-03-11 | 2020-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Apparatus for stabilizing pressure at receiving electrical-centrifugal pump |
RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU578424A1 (en) * | 1975-05-30 | 1977-10-30 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Working-face valve |
US4682656A (en) * | 1986-06-20 | 1987-07-28 | Otis Engineering Corporation | Completion apparatus and method for gas lift production |
US5022427A (en) * | 1990-03-02 | 1991-06-11 | Otis Engineering Corporation | Annular safety system for gas lift production |
RU2305171C1 (en) * | 2006-01-26 | 2007-08-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Automated annular gas relief valve assembly |
RU87203U1 (en) * | 2009-04-30 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | UNIVERSAL VALVE FOR USING SHGN |
RU2517287C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-05-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Jet device for annular gas bypassing |
-
2015
- 2015-04-29 RU RU2015116629/03A patent/RU2592590C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU578424A1 (en) * | 1975-05-30 | 1977-10-30 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Working-face valve |
US4682656A (en) * | 1986-06-20 | 1987-07-28 | Otis Engineering Corporation | Completion apparatus and method for gas lift production |
US5022427A (en) * | 1990-03-02 | 1991-06-11 | Otis Engineering Corporation | Annular safety system for gas lift production |
RU2305171C1 (en) * | 2006-01-26 | 2007-08-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Automated annular gas relief valve assembly |
RU87203U1 (en) * | 2009-04-30 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | UNIVERSAL VALVE FOR USING SHGN |
RU2517287C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-05-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Jet device for annular gas bypassing |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2716786C1 (en) * | 2019-03-11 | 2020-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Apparatus for stabilizing pressure at receiving electrical-centrifugal pump |
RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2520944C (en) | Plunger lift system | |
NO339486B1 (en) | METHOD OF OPERATING A GAS LIFT VALVE AND A COMPOSITION INCLUDING THE GAS LIFT VALVE | |
RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
RU2592590C1 (en) | Method for operation of marginal well | |
RU2627797C1 (en) | Method of pumping oil production with high gas factor | |
RU2291949C2 (en) | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations | |
RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
RU2339796C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
RU2741882C1 (en) | Method for multi-stage cuff cementing of wells | |
RU2018134343A (en) | WAY OF ARTIFICIAL LIFT | |
RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
US2217305A (en) | Apparatus for removing liquids from wells | |
RU2339797C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
RU105938U1 (en) | DEVICE FOR FLUID PUMPING INTO A WELL | |
US2917000A (en) | Subsurface hydraulic pump assembly | |
RU53737U1 (en) | DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE | |
RU2617761C2 (en) | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility | |
RU2591291C1 (en) | Method for development of multi-pay oil deposit (versions) | |
RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds | |
RU2307234C2 (en) | Sucker-rod pump assembly |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20191206 |