RU2622412C1 - Depleted well operation plant - Google Patents
Depleted well operation plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2622412C1 RU2622412C1 RU2016126810A RU2016126810A RU2622412C1 RU 2622412 C1 RU2622412 C1 RU 2622412C1 RU 2016126810 A RU2016126810 A RU 2016126810A RU 2016126810 A RU2016126810 A RU 2016126810A RU 2622412 C1 RU2622412 C1 RU 2622412C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- jet pump
- reservoir
- well
- working fluid
- pump
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 244000309464 bull Species 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/54—Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Суть изобретения заключается в установке для добычи пластовой жидкости из пласта за счет непосредственной передачи энергии закачиваемой рабочей жидкости в струйный насос, действующий как трансформатор, преобразующий энергию рабочей жидкости в энергию для подъема пластовой жидкости.The invention relates to the oil industry and can be used for the operation of low-yield and marginal wells. The essence of the invention lies in the installation for the production of formation fluid from the reservoir by directly transferring the energy of the injected working fluid to the jet pump, which acts as a transformer that converts the energy of the working fluid into energy for raising the reservoir fluid.
Известен способ добычи жидкого полезного ископаемого (аналог). Патент РФ №2199001, Е21В 43/00. Опубликован - 20.02.2003 Бюл. №5.A known method for the extraction of liquid minerals (analogue). RF patent №2199001, ЕВВ 43/00. Published - 02/20/2003 Bull. No. 5.
Способ добычи жидкого полезного ископаемого основан на использовании двух насосов. Один из них устанавливается на поверхности, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине выше пакерной компоновки. Согласно изобретению всасывающая полость насоса, устанавливаемого на поверхности, подсоединяют к трубе,The method of producing liquid minerals is based on the use of two pumps. One of them is installed on the surface, and the second is jet in the well at a design depth above the packer layout. According to the invention, the suction cavity of a surface mounted pump is connected to a pipe,
по которой транспортируют добываемое жидкое полезное ископаемое от струйного насоса на поверхность. Нагнетательную полость насоса на поверхности подсоединяют к транспортной трубе, по которой жидкое полезное ископаемое подают потребителю. На транспортной трубе имеется емкость, к которой подсоединяют трубу, подающую жидкость к струйному насосу по затрубному пространству. Работу струйного насоса выполняют давлением жидкости на поверхности в емкости на транспортной трубе. Сечение трубопровода выбирается равным или превышающим сечение транспортной трубы. Подача жидкости в транспортную трубу осуществляется с большим давлением без дополнительных потерь, что обеспечивает высокую производительность обоих насосов. Регулирование производительности предложенного способа в разных условиях добычи выполняют путем изменения внутреннего сечения транспортной трубы задвижкой, что позволяет отрегулировать устойчивую работу насосов без пульсации давления и, следовательно, без изменения скорости потока, производительности и качества добываемой продукции. by which the extracted liquid mineral is transported from the jet pump to the surface. The discharge cavity of the pump on the surface is connected to a transport pipe, through which the liquid mineral is supplied to the consumer. There is a container on the transport pipe to which a pipe is connected, supplying liquid to the jet pump through the annulus. The operation of the jet pump is performed by the pressure of the liquid on the surface in the tank on the transport pipe. The cross section of the pipeline is chosen equal to or greater than the cross section of the transport pipe. Liquid is supplied to the transport pipe with high pressure without additional losses, which ensures high performance of both pumps. The performance control of the proposed method in different production conditions is carried out by changing the internal cross-section of the transport pipe with a valve, which allows you to adjust the stable operation of the pumps without pressure pulsation and, therefore, without changing the flow rate, productivity and quality of the produced products.
Недостатками способа добычи жидкого полезного ископаемого являются: необходимость заполнения всей системы жидким полезным ископаемым; для стабильной работы необходимо регулирование сечения трубы, подающая жидкость на струйный насос; риски нарушения целостности колонны в результате закачки рабочей жидкости по заколонному пространству; отсутствие возможности контроля забойного давления; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.The disadvantages of the method of extraction of liquid minerals are: the need to fill the entire system with liquid minerals; for stable operation, it is necessary to regulate the cross-section of the pipe, supplying fluid to the jet pump; risks of violating the integrity of the column as a result of injection of the working fluid in the annular space; inability to control bottomhole pressure; To replace the jet pump (revision, nozzle / diffuser replacement), all submersible equipment must be removed from the well.
Известен комплекс оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин (аналог). Патент РФ №105665, Е21В 43/00 (F04F 5/54). Опубликован 20.06.2011 Бюл. №17.A well-known complex of equipment for commissioning inactive low-yield oil wells (analogue). RF patent №105665, ЕВВ 43/00 (F04F 5/54). Published on June 20, 2011 Bull.
Комплекс оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин содержит установку погружного струйного насоса, устьевое оборудование, блок наземного технологического оборудования, включая узел подготовки флюида нефтяных скважин, силовой насосный агрегат и систему контроля и управления. Блок наземного технологического оборудования выполнен в мобильном контейнерном исполнении.The set of equipment for commissioning inactive low-flowing oil wells includes the installation of a submersible jet pump, wellhead equipment, a block of ground processing equipment, including an oil well fluid preparation unit, a power pump unit, and a monitoring and control system. The block of ground processing equipment is made in a mobile container design.
Установка погружного струйного аппарата оснащена системой телеметрии. Контроль забойного давления осуществляется глубинным манометром. Для питания глубинного прибора, а также получения с него информации на устье, используется кабель, прокладываемый вдоль насосно-компрессорных труб.The installation of a submersible inkjet apparatus is equipped with a telemetry system. Downhole pressure is monitored by a depth gauge. To power the downhole device, as well as to obtain information from it at the mouth, a cable is laid along the tubing.
Комплекс оборудования оснащен системой дистанционного контроля и управления работой комплекса оборудования и скважинной системой телеметрии, размещенного в наземном мобильном блоке, который оснащен системами освещения, обогрева, в том числе автономного, вентиляции, противопожарной защиты и обнаружения углеводородных газов, а также устройством для продувки технологического оборудования газом.The equipment complex is equipped with a remote monitoring and control system for the equipment complex and a downhole telemetry system located in the ground mobile unit, which is equipped with lighting, heating systems, including autonomous, ventilation, fire protection and hydrocarbon gas detection, as well as a device for purging process equipment gas.
Недостатками комплекса оборудования для ввода в эксплуатацию бездействующих малодебитных нефтяных скважин являются: риски нарушения целостности эксплуатационной колонны, кабельной линии в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству; рискам повреждения кабеля при спуске оборудования; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.The disadvantages of the complex of equipment for commissioning inactive low-yield oil wells are: risks of violating the integrity of the production string, cable line as a result of lifting the produced fluid in the annular space; risks of cable damage when lowering the equipment; To replace the jet pump (revision, nozzle / diffuser replacement), all submersible equipment must be removed from the well.
Известна установка струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом (аналог). Патент РФ №124307, Е21В 43/00 (F04F 5/02). Опубликован 20.01.2013 Бюл. №2.It is known to install a jet pump for operating a well with a sidetrack (analogue). RF patent No. 124307, ЕВВ 43/00 (
Установка состоит из поверхностного силового привода, выполненного с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления. Спуск струйного насоса осуществляется на колонне насосно-компрессорных труб, которые также служат каналом для подачи рабочей жидкости с поверхности земли. Подъем добываемой жидкости осуществляется по затрубному пространству. Для разъединения призабойной зоны скважины и затрубного пространства используется пакер.The installation consists of a surface power drive, configured to use the working fluid from the reservoir pressure maintenance system. The jet pump is launched on the tubing string, which also serves as a channel for supplying the working fluid from the ground. The rise of the produced fluid is carried out in the annulus. To separate the bottomhole zone of the well and the annulus, a packer is used.
Недостатками установки струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом являются: риски нарушения целостности колонны в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству; отсутствие возможности контроля забойного давления; для замены струйного насоса (ревизия, замена сопла/диффузора), необходимо извлечение всего погружного оборудования из скважины.The disadvantages of installing a jet pump for operating a well with a sidetrack are: the risks of violating the integrity of the column as a result of lifting the produced fluid in the annulus; inability to control bottomhole pressure; To replace the jet pump (revision, nozzle / diffuser replacement), all submersible equipment must be removed from the well.
Эти недостатки частично устранены в другой известной установке струйного насоса для эксплуатации скважин с боковым стволом малого диаметра, принятого за прототип. Патент РФ №144129, Е21В 43/00, Е21В 47/06). Опубликован 10.08.2014 Бюл. №22.These disadvantages are partially eliminated in another known installation of a jet pump for the operation of wells with a sidetrack of small diameter, adopted as a prototype. RF patent №144129, ЕВВ 43/00, Е21В 47/06). Published 08/10/2014 Bull.
Установка может быть применена для добычи нефти как из нефтяных наклонно-направленных скважин, так и нефтяных скважин с боковыми стволами, оборудованных эксплуатационной колонной малого диаметра. Установка состоит из поверхностного силового привода, выполненного с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, струйного насоса. Спуск струйного насоса осуществляется на колонне насосно-компрессорных труб, которые также служат каналом для подачи рабочей жидкости с поверхности земли. Подъем добываемой жидкости осуществляется по затрубному пространству. Для разъединения призабойной зоны скважины и затрубного пространства используется пакер. Контроль забойного давления осуществляется глубинным манометром. Для питания глубинного прибора, а также получения с него информации на устье, используется кабель, прокладываемый вдоль насосно-компрессорных труб.The installation can be used for oil production from both directional oil wells and oil wells with sidetracks equipped with a production casing of small diameter. The installation consists of a surface power drive, made with the possibility of using the working fluid from the reservoir pressure maintenance system, the jet pump. The jet pump is launched on the tubing string, which also serves as a channel for supplying the working fluid from the ground. The rise of the produced fluid is carried out in the annulus. To separate the bottomhole zone of the well and the annulus, a packer is used. Downhole pressure is monitored by a depth gauge. To power the downhole device, as well as to obtain information from it at the mouth, a cable is laid along the tubing.
Недостатками установки струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым стволом с боковым стволом малого диаметра является недостаточная эффективность эксплуатации скважины из-за сложности ее технологического обслуживания, требующей при смене режима эксплуатации демонтажа скважинного оборудования и удаления ее из скважины, рисками нарушения целостности колонны при извлечении пластовой жидкости из скважины.The disadvantages of installing a jet pump for operating a well with a sidetrack with a sidetrack of small diameter are the lack of efficiency of the well’s operation because of the complexity of its maintenance, which requires changing the operating mode of dismantling the well equipment and removing it from the well, the risks of violating the integrity of the column when extracting formation fluid from the well.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение эффективной работы малодебитных скважин с использованием струйного насоса и улучшение извлечения пластовой жидкости из скважин.The main task to be solved by the claimed invention is aimed at ensuring the efficient operation of low-producing wells using a jet pump and improving the recovery of formation fluid from the wells.
Техническим результатом является повышение технологичности эксплуатации скважины.The technical result is to increase the manufacturability of the well.
Указанный технический результат достигается тем, что известная установка струйного насоса для эксплуатации скважин с боковым стволом малого диаметра содержит два насоса, один из которых установлен на поверхности и выполнен с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине, устанавливаемый в колонне насосно-компрессорных труб, и глубинный манометр на кабеле, согласно предложенному техническому решению установка включает колонну лифтовых труб для двух схем реализации - одно- и двухлифтовая конструкция, узел струйного насоса, содержащий струйный насос, герметично установленный в посадочном устройстве с отверстием для выхода смеси рабочей и пластовой жидкостей и имеющий канал для забора пластовой жидкости и ловильную головку для захвата монтажным инструментом и удаления его из скважины с помощью каната или же восходящим потоком рабочей жидкости, и закрепленный под ним автономный геофизический прибор, а также обратный клапан, установленный под узлом струйного насоса или якорно-пакерным оборудованием, при этом однолифтовая конструкция содержит якорно-пакерное оборудование, двухлифтовая - конструкцию из колонны насосно-компрессорных труб, собранную по схеме «труба в трубе», и герметизирующее устройство.The specified technical result is achieved by the fact that the known installation of a jet pump for operating wells with a small borehole contains two pumps, one of which is installed on the surface and configured to use working fluid from the reservoir pressure maintenance system, and the second is a jet in the well at the design the depth installed in the tubing string and the depth gauge on the cable, according to the proposed technical solution, the installation includes a tubing string For two implementation schemes, a one- and two-lift design, a jet pump assembly comprising a jet pump, hermetically mounted in a landing device with an opening for the outlet of a mixture of working and reservoir fluids and having a channel for collecting reservoir fluid and a fishing head for gripping with a mounting tool and removing it from the well using a rope or an upward flow of working fluid, and an autonomous geophysical instrument fixed under it, as well as a check valve installed under the jet pump or anchor assembly packer equipment, while the one-lift design contains anchor-packer equipment, the two-lift design contains the design of the tubing string assembled according to the “pipe-in-pipe” scheme, and a sealing device.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам установки для эксплуатации малодебитных скважин, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the installation for operating low-yield wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Известен скважинный эжектор. Патент РФ №2560969, F04F 5/02. Опубликован 10.08.2014 Бюл. №22. Скважинный эжектор устанавливается в колонне насосно-компрессорных труб, оснащенной пакером, с возможностью удаления его из скважины. Данное устройство отличается по функционалу и используется для повышения эффективности работы глубинно-насосного оборудования, отвода газа из подпакерной зоны. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Known downhole ejector. RF patent No. 2560969,
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов по принятой технологии и успешно использовано на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering company from well-known materials using the accepted technology and successfully used in oil wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
Реализация задачи включает две схемы установок для эксплуатации малодебитных скважин.The implementation of the task includes two schemes of installations for the operation of low-production wells.
Первая схема включает использование двух насосов, один из которых установлен на поверхности и выполнен с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, а второй - струйный в скважине на расчетной глубине выше якорно-пакерного оборудования, предназначенного для разобщения поступающей жидкости из пласта и закачиваемой силовой жидкости. Струйный насос спускается совместно с автономным геофизическим прибором для контроля параметров работы струйного насоса и пласта, непосредственно закрепленного под ним или же углубленного до забоя на кабале. Струйный насос является извлекаемым из скважины при помощи канатной техники или технологии «непрерывная труба». Силовая жидкость подается на струйный насос по насосно-компрессорным трубам 2,5" и больше, а подъем добытой продукции происходит по затрубном пространству эксплуатационной колонны. Недостатками данной схемы являются риски, связанные с нарушением целостности колонны в результате подъема добываемой жидкости по заколонному пространству, но которые решены во второй схеме.The first scheme involves the use of two pumps, one of which is installed on the surface and configured to use working fluid from the reservoir pressure maintenance system, and the second is jet in the well at a design depth above the anchor-packer equipment, designed to separate incoming fluid from the reservoir and injected power fluid. The jet pump is lowered together with a stand-alone geophysical instrument to control the operation parameters of the jet pump and the reservoir, directly fixed under it or deepened to the bottom on the bondage. A jet pump is recoverable from a well using cable technology or continuous pipe technology. The power fluid is supplied to the jet pump through tubing 2.5 "and more, and the production is lifted through the annulus of the production string. The disadvantages of this scheme are the risks associated with the violation of the integrity of the string as a result of lifting the produced fluid through the annulus, but which are solved in the second scheme.
Вторая схема - конструкция скважинного оборудования беспакерной компоновки струйного насоса с двурядным лифтом типа «труба в трубе», где рабочая жидкость подается на струйный насос по насосно-компрессорным трубам 1,5", а добытая продукция поднимается по насосно-компрессорным трубам 3". При использовании для подачи силовой жидкости насосно-компрессорных труб 2,5" и больше и подъема добываемой продукции насосно-компрессорных труб 3,5" и больше конструкция компоновки предполагает использование извлекаемого струйного насоса с автономным геофизическим прибором для контроля параметров работы струйного насоса и пласта. Данная конструкция позволяет исключить негативное воздействие поднимаемой жидкости на эксплуатационную колонну и оперативно контролировать режим работы пласта путем замеров статического и динамического уровней в затрубном пространстве. Применение данной схемы ограничено диаметром эксплуатационной колонны 6" и больше.The second scheme is the design of the downhole equipment of the packer-less jet pump arrangement with a double-row pipe-in-pipe lift, where the working fluid is supplied to the jet pump through 1.5 "tubing, and the produced products are lifted through 3" tubing. When using 2.5 ”or more tubing for supplying power fluid and raising 3.5” or more tubing for extracted products, the layout design involves the use of a retrievable jet pump with a stand-alone geophysical instrument to control the performance of the jet pump and reservoir. This design allows you to eliminate the negative impact of the raised fluid on the production string and to quickly monitor the mode of formation by measuring static and dynamic levels in the annulus. The application of this scheme is limited by the diameter of the
Возможность реализации способа показана в прилагаемых чертежах, где на Фиг. 1-2 отражена реализация способа по первой схеме, на Фиг. 3-4 - по второй схеме.The possibility of implementing the method is shown in the accompanying drawings, where in FIG. 1-2 shows the implementation of the method according to the first scheme, FIG. 3-4 - according to the second scheme.
Первая схема (Фиг. 1) содержит колонну насосно-компрессорных труб 3, насос 1 на поверхности с возможностью использования рабочей жидкости из системы поддержания пластового давления, узел струйного насоса 5, включающий ловильную головку 11, струйный насос 12 и геофизический прибор 13, закрепленный под ним (а) или же углублен (б) до забоя на кабале 14. Разобщение пласта и закачиваемой силовой жидкости производится обратным клапаном 6, якорно-пакерным оборудованием 8, оснащенным в нижней части хвостовиком 9. Попадание твердых взвешенных частиц на голову якорно-пакерного оборудования минимизированы установкой над якорно-пакерным оборудованием шламоуловителя 7.The first scheme (Fig. 1) contains a
Извлечение струйного насоса для возможной ревизии или замены производится при помощи специального ловителя 15 и привлечения канатной техники 17 через установленный на фонтанной арматуре 2 лубрикатор 16 (Фиг. 2).Removing the jet pump for possible revision or replacement is carried out using a
Насос 1 предназначен для подготовки рабочей жидкости высокого давления из продукции эксплуатационных скважин в условиях закрытой системы нефтесбора для гидропривода и управления струйным скважинным насосом. Количество подключаемых скважин к насосу 1 может быть несколько от двух до четырех. Насос 1 размещен на технологическом блоке, содержащем блок управления, трехфазный сепаратор, подпорные электронасосы, гидроциклоны, системы фильтров, распределительную гребенку, расходомеры, запорно-регулирующую арматуру, средства КИПиА, узел ввода химреагентов, отопление, вентиляцию, освещение и систему противопожарной защиты.
При помощи насоса 1 производится управление режимом работы струйного насоса, скважины. Также воздействие на пласт производится путем замены струйного насоса, который извлекается при помощи каната или же при помощи той же рабочей жидкости.Using
Эксплуатация скважины по первой схеме выполняется следующим образом.The well operation according to the first scheme is as follows.
Включается в работу насос 1, который по насосно-компрессорным трубам 3 доставляет рабочую жидкость под определенным давлением. Под действием этого давления жидкость входит в струйный насос 12, который за счет создания разрежения подсасывает приток жидкости из пласта 10 через проходной канал в якорно-пакерном оборудовании 8 и направляет смешанный поток жидкостей из якорно-попакерного пространства в затрубное пространство 4 и далее на поверхность. Такой цикл работы повторяется. Для предотвращения попадания рабочей жидкости и ввода в работы струйного насоса в составе схемы предусмотрен обратный клапан 6.The
Контроль работы струйного насоса и пласта осуществляется при помощи установленного под ним автономного геофизического прибора 13. Для замены или ревизии струйного насоса или снятия информации с геофизического прибора используется специальный ловитель 15 и привлечение канатной техники 17 (Фиг. 2).Monitoring the operation of the jet pump and the formation is carried out using the stand-alone
Вторая схема (Фиг. 3) отличается от первой и содержит: специальную фонтанную арматуру 18, расчитанную на посадку двухлифтовой конструкции из насосно-компрессорных труб по типу «труба в трубе»: внутренняя труба 19 - 1,5", 2,5", наружная 20 - 3", 3,5"; узел струйного насоса 5; герметизирующее устройство 22 и воронку с обратным клапаном 23.The second scheme (Fig. 3) differs from the first one and contains:
Эксплуатация скважины по второй схеме выполняется следующим образом.The well operation according to the second scheme is as follows.
Включается в работу насос 1, который по насосно-компрессорной трубе 19 доставляет рабочую жидкость под определенным давлением. Под действием этого давления жидкость входит в струйный насос 12, который за счет создания разрежения подсасывает приток жидкости из пласта 10 через герметизирующее оборудовании 22 и направляет смешанный поток жидкостей в кольцевое пространство 4 между насосно-компрессорными трубами 19, 20 и далее на поверхность. Такой цикл работы повторяется. Для предотвращения попадания рабочей жидкости и ввода в работы струйного насоса в составе схемы предусмотрена воронка с обратный клапан 23.The
Контроль работы струйного насоса и пласта осуществляется при помощи установленного под ним автономного геофизического прибора 13. Для замены или ревизии струйного насоса или снятия информации с геофизического прибора используется специальный ловитель 15 и привлечение канатной техники 17 (Фиг. 4).Monitoring the operation of the jet pump and the formation is carried out using a stand-alone
Использование предложенной установки для эксплуатации малодебитных скважин в двух схемах ее реализации позволит значительно повысить эффективность эксплуатации таких скважин. Предлагаемая технология добычи пластовой жидкости соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденным постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.Using the proposed installation for the operation of low-yield wells in two schemes for its implementation will significantly increase the efficiency of operation of such wells. The proposed technology for producing reservoir fluid meets the requirements of the Rules for the Protection of Subsurface Resources approved by the Decree of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 of June 06, 2003.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016126810A RU2622412C1 (en) | 2016-07-04 | 2016-07-04 | Depleted well operation plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016126810A RU2622412C1 (en) | 2016-07-04 | 2016-07-04 | Depleted well operation plant |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2622412C1 true RU2622412C1 (en) | 2017-06-15 |
Family
ID=59068655
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016126810A RU2622412C1 (en) | 2016-07-04 | 2016-07-04 | Depleted well operation plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2622412C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
RU2695194C1 (en) * | 2018-12-17 | 2019-07-22 | Алексей Алексеевич Гавриленко | Installation and method of operation of oil wells |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU972051A1 (en) * | 1980-10-01 | 1982-11-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Arrangement for pumping liquid from formation |
US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
RU2073121C1 (en) * | 1994-06-30 | 1997-02-10 | Хаким Хасанович Гумерский | Well pump plant and method of its operation |
RU2202039C2 (en) * | 2001-07-06 | 2003-04-10 | Дроздов Александр Николаевич | Process of completion, examination of operation of wells |
RU2362913C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Removable jet pump |
RU2525563C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Processing of wellbore zone of formation |
RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
-
2016
- 2016-07-04 RU RU2016126810A patent/RU2622412C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU972051A1 (en) * | 1980-10-01 | 1982-11-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Arrangement for pumping liquid from formation |
US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
RU2073121C1 (en) * | 1994-06-30 | 1997-02-10 | Хаким Хасанович Гумерский | Well pump plant and method of its operation |
RU2202039C2 (en) * | 2001-07-06 | 2003-04-10 | Дроздов Александр Николаевич | Process of completion, examination of operation of wells |
RU2362913C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Removable jet pump |
RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
RU2525563C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Processing of wellbore zone of formation |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МАРЬЕНКО В. П., Применений струйных насосов для подъема продукции скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 1986, с. 22, рис. 9. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
RU2695194C1 (en) * | 2018-12-17 | 2019-07-22 | Алексей Алексеевич Гавриленко | Installation and method of operation of oil wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
RU2341692C1 (en) | Well jet facility for hydro-break-up of reservoir and reserch of horizontal wells and method of this facility employment | |
US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US20200171410A1 (en) | Oil and Gas Well Primary Separation Device | |
US20030145989A1 (en) | ESP pump for gassy wells | |
CN101424180A (en) | Well treatment using electric submersible pumping system | |
RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
RU48205U1 (en) | WELL PUMP UNIT (OPTIONS) | |
RU2011135867A (en) | METHOD FOR OPERATING WATERFILLED GAS WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
RU2538010C2 (en) | Oil-well operation unit | |
RU2440488C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone wells and device for its implementation | |
RU2550613C2 (en) | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation | |
RU77637U1 (en) | OIL PRODUCTION COMPLEX WITH HYDROGEN SULFUR OIL CONTENT AND PUMPING UNIT FOR IT | |
US9494166B1 (en) | Jet-gas lift system and method for pumping well fluids | |
RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
RU157399U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF A PRODUCTIVE STRING SUBJECT TO HYDRAULIC BREAKING | |
RU2014119062A (en) | METHOD FOR PRODUCING A SINGLE-PLASTED BOREHOLINE AND A PUMP-EJECTOR INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180824 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190705 |