RU2695194C1 - Installation and method of operation of oil wells - Google Patents
Installation and method of operation of oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695194C1 RU2695194C1 RU2018144665A RU2018144665A RU2695194C1 RU 2695194 C1 RU2695194 C1 RU 2695194C1 RU 2018144665 A RU2018144665 A RU 2018144665A RU 2018144665 A RU2018144665 A RU 2018144665A RU 2695194 C1 RU2695194 C1 RU 2695194C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- annulus
- working fluid
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи жидких природных ископаемых из скважин и может быть использовано, например, для добычи нефти.The invention relates to the field of production of liquid natural minerals from wells and can be used, for example, for oil production.
Одной из задач, решаемых в процессе нефтедобычи, является регулярная оптимизация процесса эксплуатации скважины (снижение энергозатрат и затрат на обслуживание, повышение эффективности эксплуатации скважины и т.д.). One of the tasks solved during the oil production process is the regular optimization of the well operation process (reduction of energy and maintenance costs, increasing the efficiency of well operation, etc.).
При эксплуатации месторождения для осуществления оперативного контроля за изменениями гидродинамических характеристик резервуара и состояния околоскважинного пространства проводится процедура испытания пласта, в процессе которой, в течение времени испытаний производят запись параметров изменения забойного давления (обычно называют Кривой Восстановления Давления), одновременно устьевое давление и расход жидкости. По которым, с помощью специальных алгоритмов определяют гидродинамические параметры резервуара. Такие работы, в силу их сложности и дороговизны проводят во время освоения скважины и потом, не чаще раза в год, поскольку это связано с извлечением добычной компоновки, спуска испытательной, и отключения скважины от нефтесборной сети на несколько суток, что, кроме прямых расходов несет еще снижение годовой добычи. Кроме того, смена компоновок сопровождается процессом глушения скважины, что может значительно искажать получаемые данные. Таким образом, существует значительный запрос от промышленности на технологии, позволяющие контролировать уровень забойного давления во времени, в течение срока эксплуатации скважины одновременно с работой насосного оборудования.During the field’s operation, for the operational control of changes in the hydrodynamic characteristics of the reservoir and the state of the near-wellbore space, a formation test procedure is carried out, during which, during the test time, parameters for changing the bottomhole pressure (usually called the Pressure Recovery Curve) are recorded, wellhead pressure and fluid flow rate. According to which, using special algorithms determine the hydrodynamic parameters of the tank. Such works, due to their complexity and high cost, are carried out during well development and then, no more than once a year, since this is associated with extracting the production layout, launching the test, and disconnecting the well from the oil gathering network for several days, which, in addition to direct costs, another decline in annual production. In addition, the change of layout is accompanied by the process of killing the well, which can significantly distort the received data. Thus, there is a significant demand from the industry for technologies that allow controlling the bottom-hole pressure level over time, during the life of the well simultaneously with the operation of pumping equipment.
Существуют различные скважинные струйные установки, позволяющие контролировать различные параметры скважины непосредственно в процессе ее эксплуатации (см., например, патенты RU №№: 2129671, МПК F04F 5/02, опубликован 27.04.1999 г.; 2121610, МПК F04F 5/02, опубликован 10.11.1998 г.). There are various downhole jet installations that allow you to control various parameters of the well directly during its operation (see, for example, patents RU No: 2129671, IPC F04F 5/02, published 04/27/1999; 2121610, IPC F04F 5/02, published on November 10, 1998).
Известные установки обеспечивают возможность исследования скважин в процессе эксплуатации, однако являются технологически сложными. Размещение конструктивных элементов установки (насоса, компрессорного оборудования) непосредственно внутри скважины (а оборудования для контроля параметров скважины - в призабойной зоне пласта) повышает вероятность их выхода из строя, что, в свою очередь, уменьшает периоды межсервисной эксплуатации и эффективность добычи.Known installations provide the ability to study wells during operation, but are technologically complex. Placing the structural elements of the installation (pump, compressor equipment) directly inside the well (and equipment for monitoring well parameters in the bottomhole formation zone) increases the likelihood of their failure, which, in turn, reduces the periods of interservice operation and production efficiency.
Известна принятая в качестве ближайшего аналога в отношении устройства установка для добычи нефти (см. патент RU № 43303, МПК E21B 43/12, опубликован 10.01.2005 г.), Установка для добычи нефти, включающая насосно-компрессорные трубы, пакер, установленный у башмака насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан на конце насосно-компрессорных труб, запорную арматуру, а также систему трубопроводов, дополнительно содержащая дроссельное устройство, верхний обратный клапан, насос и емкость, при этом нижняя насосно-компрессорная труба перфорирована и выше перфорации установлен верхний обратный клапан, а верхняя насосно-компрессорная труба через задвижку соединена с системой сбора нефти, причем затрубное пространство скважины через задвижку соединено со входом в дроссельное устройство, выход которого соединен с верхним штуцером емкости, а нижний штуцер через задвижку соединен с всасывающим патрубком насоса, нагнетательный патрубок которого через задвижку соединен с затрубным пространством скважины.Known adopted as the closest analogue for the device installation for oil production (see patent RU No. 43303, IPC E21B 43/12, published January 10, 2005), Installation for oil production, including tubing, packer installed at the shoe of the tubing, the lower non-return valve at the end of the tubing, stop valves, and a piping system further comprising a throttle device, an upper non-return valve, a pump and a container, while the lower tubing is perforated and you In the perforations, the upper non-return valve is installed, and the upper tubing through the valve is connected to the oil collection system, and the annulus of the well through the valve is connected to the inlet to the throttle device, the outlet of which is connected to the upper nozzle of the tank, and the lower nozzle is connected through the valve to the suction a pump nozzle, the discharge nozzle of which is connected through a valve to the annulus of the well.
Установка работает следующим образом. Нефть из пласта через нижний обратный клапан и перфорационные отверстия поступает в затрубное пространство скважины, которое герметизировано пакером, и через верхний обратный клапан в насосно-компрессорные трубы. После заполнения скважины нефтью в затрубное пространство насосом при открытых задвижках емкости, насоса и трубопровода и закрытой задвижке дроссельного устройства закачивается рабочая жидкость из емкости. Закачиваемая рабочая жидкость вытесняет нефть из затрубного пространства через перфорационные отверстия и обратный верхний клапан в насосно-компрессорные трубы и далее на поверхность в систему сбора нефти. После вытеснения нефти из затрубного пространства насос останавливается, задвижки емкости, насоса и трубопровода закрываются, а задвижка дроссельного устройства открывается. При этом нефть вновь начинает поступать из пласта через нижний обратный клапан перфорационные отверстия в затрубное пространство, вытесняя при этом рабочую жидкость через задвижку и дроссельное устройство в емкость. Затем цикл повторяется.Installation works as follows. Oil from the reservoir through the lower non-return valve and perforation holes enters the annulus of the well, which is sealed by the packer, and through the upper non-return valve into the tubing. After filling the well with oil into the annulus with a pump with open valves of the tank, pump and pipeline and a closed valve of the throttle device, the working fluid is pumped from the tank. The injected working fluid displaces the oil from the annulus through the perforations and the check valve in the tubing and then to the surface in the oil collection system. After oil is displaced from the annulus, the pump stops, the valves of the tank, pump and pipeline are closed, and the valve of the throttle device opens. In this case, oil again begins to flow from the formation through the lower check valve to the perforation holes in the annulus, displacing the working fluid through the valve and throttle device into the tank. Then the cycle repeats.
Конструкция известной установки обеспечивает добычу нефти путем ее вытеснения из скважины рабочей жидкостью, уменьшая энергозатраты, увеличивая межсервисные интервалы и снижая вероятность поломок, за счет исключения погружных насосов и компрессорного оборудования в стволе скважины.The design of the known installation provides oil production by displacing it from the well with a working fluid, reducing energy consumption, increasing service intervals and reducing the likelihood of breakdowns by eliminating submersible pumps and compressor equipment in the wellbore.
Однако, недостатком известной установки является невозможность контроля давления пласта в зоне забоя непосредственно в процессе нефтедобычи, что в свою очередь не позволяет оптимизировать режим работы установки по добыче нефти из пласта.However, a disadvantage of the known installation is the inability to control formation pressure in the bottomhole zone directly during oil production, which in turn does not allow optimizing the operating mode of the installation for oil production from the formation.
Известна скважинная установка (см. патент RU № 2190779, МПК F04F5/02, F04F5/44, опубликован 10.10.2002 г.), содержащая пакер, колонну труб и струйный насос, в корпусе которого установлены активное сопло с камерой смешения и выполнен проходной канал с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом. Установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды. Выход струйного насоса подключен к пространству, окружающему колонну труб, вход – к внутренней полости колонны труб ниже герметизирующего узла, а проходной канал струйного насоса выполнен параллельно оси колонны труб.A well-known well installation (see patent RU No. 2190779, IPC F04F5 / 02, F04F5 / 44, published 10.10.2002), containing a packer, pipe string and jet pump, in the housing of which an active nozzle with a mixing chamber is installed and a passage channel is made with a seat for installing a sealing unit with an axial channel. The installation is equipped with a transmitter and a receiver-converter of physical fields located on the inlet side of the jet pump of the medium pumped out of the well. The outlet of the jet pump is connected to the space surrounding the pipe string, the input is to the inner cavity of the pipe string below the sealing assembly, and the passage channel of the jet pump is parallel to the axis of the pipe string.
Способ работы известной установки, принятый в качестве ближайшего аналога для заявленного способа, заключается в следующем.The method of operation of the known installation, adopted as the closest analogue to the claimed method, is as follows.
На колонне труб устанавливают пакер и струйный насос, сборку спускают в скважину, производят установку пакера и размещение в скважине ниже струйного насоса излучателя и приемника-преобразователя физических полей, причем последние спускают вместе с герметизирующим узлом, размещенном на каротажном кабеле выше них. В процессе спуска проводят фоновые замеры параметров скважины до забоя, герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в проходном канале насоса. Разместив излучатель и приемник-преобразователь в изучаемом интервале пласта, создают несколько депрессий на пласт путем подачи рабочей среды в сопло струйного насоса, фиксируя значения параметров (значения физических полей, состав флюида из пласта и т.п.). Далее излучатель и приемник-преобразователь изымают из скважины, а вместо них спускают устройство записи кривых восстановления пластового давления и датчик давления.A packer and a jet pump are installed on the pipe string, the assembly is lowered into the well, the packer is installed and placed in the well below the jet pump of the emitter and receiver-transducer of physical fields, the latter being lowered together with a sealing unit located on the wireline above them. During the descent, background measurements of the parameters of the well are carried out before the bottom, the sealing unit is installed on the seat in the pump passage. Having placed the emitter and receiver-converter in the studied interval of the formation, they create several depressions on the formation by supplying a working medium to the nozzle of the jet pump, fixing the values of the parameters (values of physical fields, composition of the fluid from the formation, etc.). Next, the emitter and receiver-transmitter are removed from the well, and instead of them, a device for recording formation pressure recovery curves and a pressure sensor are lowered.
Полученные результаты обрабатывают и по результатам обработки принимают решение о необходимых действиях в отношении скважины.The results are processed and, based on the processing results, decide on the necessary actions in relation to the well.
Основным недостатком способа, осуществляемого при помощи известной установки является то, что во время проведения исследований добыча сырья из скважины проводиться не может. Кроме того, полученные в результате исследований данные о параметрах пласта (в первую очередь о давлении в пласте) имеют погрешность, поскольку их сбор происходит не в динамике (при работающей на добычу установке), а статично.The main disadvantage of the method carried out using the known installation is that during the research, the extraction of raw materials from the well cannot be carried out. In addition, the data obtained as a result of research on the parameters of the reservoir (primarily on the pressure in the reservoir) have an error, since their collection does not occur in dynamics (with a production unit operating), but statically.
Задачами заявляемого технического решения является обеспечение объективного мониторинга состояния нефтеносного пласта непосредственно в процессе его эксплуатации и повышение эффективности добычи за счет возможности оптимизации режимов эксплуатации в реальном времени, увеличения межсервисных интервалов и минимизации остановок работы установки, а также возможности одновременной эксплуатации нескольких скважин при помощи одной установки.The objectives of the proposed technical solution is to provide objective monitoring of the state of the oil reservoir directly during its operation and to increase production efficiency due to the possibility of optimizing operating modes in real time, increasing service intervals and minimizing plant shutdowns, as well as the possibility of simultaneous operation of several wells using one installation .
Техническими результатами изобретения являются возможность параллельного с процессом добычи контроля параметров состояния нефтеносного пласта и изменение режимов эксплуатации без остановки оборудования на основании данных контроля.The technical results of the invention are the possibility of controlling the parameters of the state of the oil reservoir in parallel with the production process and changing operating conditions without stopping the equipment based on the control data.
Технические результаты в части устройства как объекта изобретения достигаются за счет того, что установка эксплуатации нефтяных скважин содержит по меньшей мере один скважинный узел, включающий колонну насосно-компрессорных труб, нижняя из которых выполнена перфорированной, а верхняя соединена с системой сбора нефти, пакер, установленный у башмака колонны насосно-компрессорных труб, нижний обратный клапан, размещенный в нижнем торце нижней насосно-компрессорной трубы, и верхний обратный клапан, размещенный выше перфорации в нижней насосно-компрессорной трубе, нагнетающий узел, включающий насос и емкость с рабочим телом, соединенные между собой и с затрубным пространством скважины, и блок управления установкой, при этом в подпакерной зоне установлен датчик давления функционально связанный с блоком управления установкой, что позволяет контролировать изменение забойного давления, которое отражает режимы фильтрации нефти из прискважинной зоны в пласт, что в свою очередь определяется как гидродинамическими характеристиками пласта-коллектора, так и степенью поврежденности околоскважинного пространства. Это обуславливает выбор режима депрессии с помощью управления функцией течения рабочего тела между емкостью и затрубным пространством.Technical results in terms of the device as an object of the invention are achieved due to the fact that the oil well operation installation contains at least one downhole assembly including a tubing string, the lower of which is perforated and the upper is connected to the oil collection system, a packer installed at the shoe of the tubing string, the lower check valve located at the lower end of the lower tubing and the upper check valve located above the perforation in the lower a base-compressor pipe, a pumping unit, including a pump and a reservoir with a working fluid, interconnected with the annulus of the well, and the installation control unit, while in the sub-packer zone a pressure sensor is installed functionally connected with the installation control unit, which allows controlling the bottomhole change pressure, which reflects the modes of oil filtration from the borehole zone into the reservoir, which in turn is determined by both the hydrodynamic characteristics of the reservoir and the degree of damage Nost borehole environment. This determines the mode of depression by controlling the function of the flow of the working fluid between the tank and the annulus.
Такая конструкция позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы, поскольку она не содержит дорогостоящую колонну штанг, которые необходимо периодически заменять в виду износа, не содержит трущихся деталей на забое скважины, так же подверженных интенсивному износу, по этой же причине обеспечивает работу скважины сразу, после обработки ее кислотными составами в режиме очистки, позволяет реализовывать различные последовательности операций в скважине, без замены скважинного оборудования, а именно, смена режимов депрессии в широком диапазоне давлений, режим испытаний пласта без ограничения времени длины записи кривой восстановления давления и переходы от одного режима работы скважины к другому без каких-либо перерывов на смену оборудования и спуско-подъемные операций.This design can significantly reduce operating costs, because it does not contain an expensive column of rods, which must be periodically replaced due to wear, does not contain rubbing parts on the bottom of the well, which are also subject to intense wear, for the same reason it ensures the operation of the well immediately after processing it acid compositions in the cleaning mode, allows you to implement various sequences of operations in the well, without replacing the downhole equipment, namely, the change of depression modes in wide com pressure range, the mode of formation testing without limiting the length of the recording length of the pressure recovery curve and transitions from one mode of operation of the well to another without any interruptions in the change of equipment and tripping operations.
В частных вариантах исполнения установка может содержать дополнительно установленный в межтрубном пространстве устьевой датчик давления, что позволяет оценивать динамические потери в затрубном пространстве при повышении производительности установки. Значение давления на этом датчике, в совокупности с показаниями забойного датчика позволяет более точно управлять потоком рабочего тела с учетом его сжимаемости и жидкого трения. Кроме того, установленный в межтрубном пространстве устьевой датчик давления позволяет предотвращать прорывы газа в затрубное пространство, в случае работы на объектах с высоким газовым фактором.In private versions, the installation may contain an additional wellhead pressure sensor installed in the annulus, which makes it possible to evaluate dynamic losses in the annulus while increasing the productivity of the installation. The pressure value on this sensor, in conjunction with the downhole sensor readings, allows more precise control of the flow of the working fluid, taking into account its compressibility and liquid friction. In addition, the wellhead pressure sensor installed in the annulus allows preventing gas breakthroughs in the annulus, in the case of work on objects with a high gas factor.
Блок управления, в общем случае, содержит модуль измерений первичных параметров, обеспечивающий прием информации от датчика давления, находящегося в нижней части колонны насосно-компрессорных труб и устьевого датчика давления (при его наличии), вычислительное устройство для расчета параметров работы насоса и приводные механизмы управления элементами установки.The control unit, in the General case, contains a module for measuring primary parameters, providing information from the pressure sensor located in the lower part of the tubing string and wellhead pressure sensor (if any), a computing device for calculating the pump operation parameters and drive control mechanisms installation elements.
В тексте данной заявки термин «насосно-компрессорные трубы» означает трубы любых видов (типов), используемые в скважинах, в которых согласно технологической схеме перемещаются жидкие и газообразные среды.In the text of this application, the term "tubing" means pipes of all kinds (types) used in wells in which, according to the technological scheme, liquid and gaseous media move.
В тексте данной заявки термин «призабойная зона» означает участок пласта, который примыкает к стволу скважины в пределах которого изменяются фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства, ремонта или же эксплуатации скважины.In the text of this application, the term "bottom zone" means a section of a formation that adjoins a wellbore within which the filtration properties of a productive formation change during the construction, repair or operation of a well.
В тексте данной заявки термин «затрубное пространство» означает кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной.In the text of this application, the term "annulus" means the annular space between the walls of the well and the casing.
В качестве рабочего тела могут быть использованы жидкости с определенными реологическими свойствами, а именно, заданной плотностью и вязкостью, это может быть нефть самого месторождения, масло, стабилизированный газовый конденсат либо кремнийорганические жидкости.As a working fluid, liquids with certain rheological properties can be used, namely, a given density and viscosity, this can be oil from the field itself, oil, stabilized gas condensate, or organosilicon liquids.
Соединение между собой объемов различных элементов установки, для перемещения через них рабочего тела в призабойную зону и обратно может осуществляться через систему трубопроводов, либо, в случае непосредственного сопряжения отдельных элементов установки между собой (например, насоса и емкости с рабочим телом) напрямую через отверстие между ними. The interconnection of the volumes of various elements of the installation, for moving the working fluid through them to the bottomhole zone and vice versa, can be done through a piping system, or, in the case of direct pairing of the individual installation elements (for example, a pump and a tank with a working fluid) directly through the hole between them.
Технические результаты в части способа как объекта изобретения достигаются за счет того, что способ эксплуатации нефтяных скважин включает следующую цикличную последовательность операций:Technical results in terms of the method as an object of the invention are achieved due to the fact that the method of operating oil wells includes the following cyclical sequence of operations:
- поступление нефти под собственным давлением из пласта через нижний обратный клапан в скважинный узел, в гидравлически-соединенное с ним затрубное пространство скважины и через верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб;- the flow of oil under its own pressure from the reservoir through the lower non-return valve into the well assembly, into the annular space of the well hydraulically connected to it and through the upper non-return valve into the tubing string;
- закачивание рабочего тела из емкости насосом в затрубное пространство для вытеснения нефти из затрубного пространства в скважинный узел и верхний обратный клапан в колонну насосно-компрессорных труб и далее в систему сбора нефти;- pumping the working fluid from the tank with a pump into the annulus to displace oil from the annulus into the well assembly and the upper check valve into the tubing string and then into the oil collection system;
- остановку закачивания рабочего тела насосом, и одновременное соединение затрубного пространство скважины с емкостью с рабочим телом,- stop pumping the working fluid by the pump, and the simultaneous connection of the annular space of the well with the reservoir with the working fluid,
при этом в режиме реального времени данные с датчика давления подаются в блок управления и на основании результатов обработки корректируются режимы этапов цикла.in this case, in real time, data from the pressure sensor is supplied to the control unit and, based on the processing results, the modes of the cycle stages are adjusted.
В частных вариантах осуществления заявляемого способа возможно одновременно с соединением затрубного пространства скважины с емкостью с рабочим телом создание разрежения, либо подпорного давления в затрубном пространством скважины насосом.In private embodiments, the implementation of the proposed method is possible simultaneously with the connection of the annular space of the well with the reservoir with the working fluid to create a vacuum, or retaining pressure in the annular space of the well with a pump.
В частных вариантах осуществления заявляемого способа возможно одновременно с обычной эксплуатацией нефтяной скважины осуществлять стимуляцию призабойной зоны пласта посредством изменения скорости радиального потока флюида по заранее определенной программе с блока управления.In private embodiments of the proposed method, it is possible to simultaneously stimulate the bottom-hole formation zone simultaneously with the normal operation of an oil well by changing the speed of the radial fluid flow according to a predetermined program from the control unit.
Под термином «подпорное давление» в тексте данной заявки понимается избыточное давление в диапазоне от атмосферного давления на поверхности скважины до пластового давления Pz.The term "retaining pressure" in the text of this application refers to excess pressure in the range from atmospheric pressure on the surface of the well to reservoir pressure P z .
Для реализации указанных функций вычислительное устройство блока управления может быть реализовано в виде микрокомпьютера, с запоминающим устройством, в котором хранятся настройки для конкретной скважины. Настройки могут быть «по умолчанию» и индивидуальные, вычисленные на персональном компьютере и занесенные в блок управления либо непосредственно на скважине, либо посредством централизованной телеметрии месторождения.To implement these functions, the computing device of the control unit can be implemented in the form of a microcomputer, with a storage device in which settings for a particular well are stored. Settings can be “default” and individual, calculated on a personal computer and entered into the control unit either directly at the well, or through centralized telemetry of the field.
Таким образом, возможны различные режимы работы блока управления: Thus, various operating modes of the control unit are possible:
1. Базовый, который реализует универсальный алгоритм работы насоса по предустановленным в процессе первичной настройки параметрам, который обеспечивает эксплуатацию скважины путем периодического создания депрессии на забое за минимальное время;1. Basic, which implements a universal algorithm for pump operation according to parameters predefined during the initial setup process, which ensures well operation by periodically creating depression on the bottom for a minimum time;
2. Расширенный, когда в процессе работы скважины параметры могут меняться в течение времени дистанционно, либо автоматически, согласно изменениям показаний забойного манометра за время цикла заполнения камеры 1, которые сравниваются с заранее вычисленными и хранящимися в локальном блоке управления 11, либо вычисляемыми оператором дистанционно;2. Extended, when during the operation of the well the parameters can change over time remotely or automatically, according to changes in the downhole pressure gauge during the filling cycle of
3. Ручной режим, когда оператор может вручную задавать величины забойного давления для проведения операций освоения, либо очистки призабойной зоны, находясь непосредственно на скважине и управляя режимами работы установки, путем подключения к ней переносного компьютера.3. Manual mode, when the operator can manually set the bottomhole pressure for conducting development operations, or cleaning the bottom-hole zone, being directly at the well and controlling the unit's operating modes by connecting a portable computer to it.
Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежом, на котором изображена принципиальная схема установки на одну скважину.The essence of the claimed invention is illustrated by the drawing, which shows a schematic diagram of a single well installation.
Установка для освоения, эксплуатации и гидродинамических испытаний нефтяных скважин включает: скважинный узел 1, соединенный с колонной 2 насосно-компрессорных труб, находящийся в или выше интервала 3 перфорации и гидравлически соединенный с затрубным пространством, нижний обратный клапан 4, верхний обратный клапан 5, затрубное пространство 6 скважины, пакер 7, нагнетающий узел 8, содержащий насос 9, емкость 10 для рабочего тела, блок управления 11, датчик забойного давления 12.Installation for the development, operation and hydrodynamic testing of oil wells includes: a
Реализация заявляемого способа при помощи заявляемой установки осуществляется следующим образом.The implementation of the proposed method using the inventive installation is as follows.
После монтажа установки (спуска в скважину скважинного узла 1 на колонне насосно-компрессорных труб, соединением его с нагнетающим узлом 8 и подключением блока 11 управления) и ее запуска изначально нефть из пласта под действием пластового давления Pz через нижний обратный клапан 4 и перфорационные отверстия 3 поступает в затрубное пространство 6 скважины, которое герметизировано пакером 7, и через верхний обратный клапан 5 в колонну 2 насосно-компрессорных труб. После заполнения скважины нефтью до определенного уровня слоя в затрубное пространство 6 из нагнетающего узла 8 насосом 9 закачивается рабочее тело из емкости 10. Режим закачивания (скорость, давление, время и др.) рассчитывается блоком 11 управления на основании данных, поступающих с датчика 12 давления, при этом связь датчика 12 давления с блоком 11 управления может осуществляться как посредством кабеля, так и бескабельным способом. Закачиваемое в затрубное пространство 6 рабочее тело вытесняет нефть из затрубного пространства 6 через перфорационные отверстия 3 и верхний обратный клапан 5 в колонну 2 насосно-компрессорных труб и далее на поверхность в систему сбора нефти. Вытеснение нефти обратно в пласт невозможно, поскольку нижний обратный клапан 4 (также, как и верхний 5) является односторонним. После вытеснения нефти из затрубного пространства 6 насос 9 создает разряжение, либо, посредством коммутации соединяется с емкостью 10. Происходит снижение давления в затрубном пространстве 6 скважины и нефть вновь начинает поступать из пласта через нижний обратный клапан 4 и перфорационные отверстия 3 в затрубное пространство 6 и колонну 2, вытесняя при этом рабочее тело в емкость 10. Далее цикл повторяется.After the installation of the installation (descent into the well of the
Поступление данных с датчика 12 давления о реальном давлении в подпакерном пространстве (забое) пласта в блок 11 управления и их обработка в нем в режиме реального времени позволяют корректировать режимы каждого из этапов цикла и самих циклов, оптимизируют работу установки в зависимости от требований эксплуатанта.The receipt of data from the
Помимо этого, возможна организация добычи из нескольких скважин с использованием одного нагнетающего узла 8, соединенного с несколькими скважинными узлами 1 таким образом, что расчет режимов эксплуатации каждой скважины производится в блоке 11 управления с учетом оптимальной работы всего комплекса скважин.In addition, it is possible to organize production from several wells using one
Кроме того, из приведенного изложения следует, что изобретение не ограничивается приведенной реализацией. Многочисленные возможные модификации, изменения, вариации и замены, сохраняющие суть и форму настоящего изобретения, будут очевидными для квалифицированных в предметной области специалистов.In addition, from the above statement it follows that the invention is not limited to the given implementation. Numerous possible modifications, changes, variations and replacements preserving the essence and form of the present invention will be apparent to those skilled in the subject field.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018144665A RU2695194C1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Installation and method of operation of oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018144665A RU2695194C1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Installation and method of operation of oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2695194C1 true RU2695194C1 (en) | 2019-07-22 |
Family
ID=67512359
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018144665A RU2695194C1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Installation and method of operation of oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2695194C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4664603A (en) * | 1984-07-31 | 1987-05-12 | Double R Petroleum Recovery, Inc. | Petroleum recovery jet pump pumping system |
| SU1601352A2 (en) * | 1988-10-31 | 1990-10-23 | Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" | Method of well operation |
| US20040129416A1 (en) * | 2001-07-09 | 2004-07-08 | Khomynets Zinoviy Dmitrievich | Well jet device for well testing and developing and the operating method for said well jet device |
| RU43303U1 (en) * | 2004-07-02 | 2005-01-10 | Открытое Акционерное Общество Северо-Кавказский Научно-исследовательский проектный институт природных газов (ОАО "СевКавНИПИгаз") | OIL PRODUCTION PLANT |
| RU2330936C2 (en) * | 2006-06-08 | 2008-08-10 | Виталий Семенович Гриб | Method of lifting of fluid from well |
| RU2553689C1 (en) * | 2014-02-07 | 2015-06-20 | Асгар Маратович Валеев | Method of oil well operation |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
-
2018
- 2018-12-17 RU RU2018144665A patent/RU2695194C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4664603A (en) * | 1984-07-31 | 1987-05-12 | Double R Petroleum Recovery, Inc. | Petroleum recovery jet pump pumping system |
| SU1601352A2 (en) * | 1988-10-31 | 1990-10-23 | Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" | Method of well operation |
| US20040129416A1 (en) * | 2001-07-09 | 2004-07-08 | Khomynets Zinoviy Dmitrievich | Well jet device for well testing and developing and the operating method for said well jet device |
| RU43303U1 (en) * | 2004-07-02 | 2005-01-10 | Открытое Акционерное Общество Северо-Кавказский Научно-исследовательский проектный институт природных газов (ОАО "СевКавНИПИгаз") | OIL PRODUCTION PLANT |
| RU2330936C2 (en) * | 2006-06-08 | 2008-08-10 | Виталий Семенович Гриб | Method of lifting of fluid from well |
| RU2553689C1 (en) * | 2014-02-07 | 2015-06-20 | Асгар Маратович Валеев | Method of oil well operation |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111512017B (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| CA2890987C (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
| US10030489B2 (en) | Systems and methods for artificial lift via a downhole piezoelectric pump | |
| WO2010099623A1 (en) | Control logic method and system for optimizing production from natural gas wells | |
| RU2372530C1 (en) | Borehole jet system for logging and developing horizontal wells with abnormal low formation pressures | |
| Oyewole et al. | Artificial lift selection strategy for the life of a gas well with some liquid production | |
| EA005614B1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
| RU2695194C1 (en) | Installation and method of operation of oil wells | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2813414C1 (en) | Method for killing horizontal gas wells | |
| SU1601352A2 (en) | Method of well operation | |
| RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping | |
| US3272144A (en) | Well pump | |
| RU2747138C1 (en) | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system | |
| RU200087U1 (en) | A device for protecting an oil reservoir from liquid absorption and clogging | |
| Rejepovich | THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS | |
| RU2549660C1 (en) | System and method of operation of oil field areas with high watercut | |
| RU2235904C1 (en) | Method of operation of well pumps with automatically maintaining preset dynamic level of pumping out liquid medium in well (versions) | |
| Dewan et al. | Lifting of Heavy Oil with Inert-Gas-Operated Chamber Pumps | |
| Dewan | ARTIFICIAL LIFT METHODS IN PETROLEUM INDUSTRY-A REVIEW. | |
| RU1781456C (en) | Well sucker-rod pump unit for pumping out high viscous formation fluids | |
| Carpenter | Hybrid Gas-Lifting Method Optimizes High-GOR Production |