RU2705654C1 - Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells - Google Patents
Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705654C1 RU2705654C1 RU2019106381A RU2019106381A RU2705654C1 RU 2705654 C1 RU2705654 C1 RU 2705654C1 RU 2019106381 A RU2019106381 A RU 2019106381A RU 2019106381 A RU2019106381 A RU 2019106381A RU 2705654 C1 RU2705654 C1 RU 2705654C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- valve
- well
- line
- flow
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 20
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 229940030850 Avar Drugs 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001050 lubricating Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 125000004429 atoms Chemical group 0.000 description 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000998 L-alanino group Chemical group [H]N([*])[C@](C([H])([H])[H])([H])C(=O)O[H] 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000001702 transmitter Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/124—Adaptation of jet-pump systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для поднятия динамического уровня над приемом глубинного насоса в скважинах с низким динамическим уровнем и повышения эффективности работы глубинного насосного оборудования, снижения забойного давления и увеличения дебита скважины, снижения отрицательного влияния на экологию при эксплуатации скважин, посредством применения электроцентробежных, электровинтовых, электродиафрагменных и вентильных насосов, имеющих возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, установленным на устьевой запорной арматуре скважины, имеющей байпасную выкидную линию, с целью отбора газа из затрубного пространства скважины, снижения давления в затрубном пространстве скважины, и нагнетания его в линию отбора скважинной жидкости.The invention relates to the oil industry and can be used to raise the dynamic level above the intake of the downhole pump in wells with a low dynamic level and increase the efficiency of the downhole pumping equipment, reduce bottomhole pressure and increase the flow rate of the well, reduce the negative impact on the environment when operating wells, by using electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps with the ability to control the speed of Ala submersible electric drive at different operating modes, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with a jet apparatus installed on the wellhead shutoff valves of the well, having a bypass flow line, with the aim of taking gas from the annulus of the well, reducing pressure in the annulus of the well, and pumping it into the well fluid withdrawal line.
Как известно, снижение давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих скважин неизбежно ведет к повышению динамического уровня. Происходит замещение давления газовой шапки на гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве скважины. Регулированием частоты вращения вала электропривода увеличивают производительность и напор погружного насоса и количество отбираемой скважинной жидкости, в результате чего динамический уровень снова снижается до первоначального, либо оптимального. При этом снижение динамического уровня в нефтяной скважине сопровождается ростом депрессии на пласт и, как правило, увеличением дебита скважины. Прирост дебита при применении способа снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин при эксплуатации электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, обеспечивается за счет применения погружного глубинного насосного оборудования, имеющего возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы оборудования, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, отбирающим из затрубного пространства скважины попутный нефтяной газ. Повышение динамического уровня увеличивает эффективность работы глубинного насосного оборудования и продлевает межремонтный период скважины. Известен способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами, (аналог) (1), патент РФ 2081998 Е21В 43/00, дата подачи заявки 09.11.1993, опубликовано 20.06.1997. Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами заключается в том, что на насосно-компрессорных трубах выше установившегося динамического уровня устанавливается струйный насос, который позволяет при прохождении через него добываемой жидкости откачивать из межтрубного пространства скважины газ. Недостатком данного способа является то, что перепуск затрубного газа происходит в подземной части насосной установки, что вызывает сложности при обслуживании и контроле работы. Известен струйный аппарат для перепуска затрубного газа, (аналог) (2), патент РФ №:2517287 Е21В, дата подачи заявки 19.11.2012, опубликовано 27.05.2014, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Недостатком данного способа является то, что перепуск затрубного газа происходит в подземной части насосной установки, что вызывает сложности при обслуживании и контроле работы.As you know, a decrease in pressure of associated petroleum gas in the annulus of production wells inevitably leads to an increase in the dynamic level. The pressure of the gas cap is replaced by the hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus of the well. By adjusting the frequency of rotation of the electric drive shaft, the productivity and pressure of the submersible pump and the amount of well fluid withdrawn are increased, as a result of which the dynamic level again decreases to the initial or optimal one. At the same time, a decrease in the dynamic level in an oil well is accompanied by an increase in depression on the formation and, as a rule, an increase in the production rate of the well. The increase in flow rate when applying the method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells during operation by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps is ensured by the use of submersible deep-well pumping equipment that can control the speed of the shaft of a submersible electric drive under various operating conditions of the equipment, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with the jet apparatus an atom taking associated petroleum gas from the annulus of the well. Increasing the dynamic level increases the efficiency of the downhole pumping equipment and extends the well overhaul period. There is a method of relieving excess gas pressure from the annular space of a well during operation by submersible electric pumps (analog) (1), RF patent 2081998 ЕВВ 43/00, application filing date 09.11.1993, published on 06/20/1997. The way to relieve excess gas pressure from the annulus of the well during operation by submersible electric pumps is to install a jet pump on the tubing above the established dynamic level, which allows gas to be pumped out of the annulus of the well when the produced fluid passes through it. The disadvantage of this method is that annular gas bypass occurs in the underground part of the pumping unit, which causes difficulties in servicing and monitoring the operation. Known inkjet apparatus for by-pass gas bypass, (analog) (2), RF patent No. 2517287 Е21В,
Известно устройство для снижения давления газа в затрубном пространстве скважин, содержащее струйный насос, (прототип) (3) патент РФ №182462 Е21В 43/12, дата подачи заявки 27.03.2018, опубликовано 20.08.2018, при котором в скважинах с большим газовым фактором, оборудованных электроцентробежными, электровинтовыми и электродиафрагменными насосами, через дополнительный тройник и задвижку, установленными между центральной и буферной задвижками устьевой запорной арматуры скважины, проведена байпасная линия подвода скважинной жидкости с манометром, параллельная линии отбора скважинной жидкости, на которой установлен манометр, струйный насос, камера разрежения которого выполнена с возможностью соединения с затрубным пространством скважины отдельной линией, содержащей манометр, обратный клапан и автоматический уровнемер для контроля уровня в затрубном пространстве скважины, при этом выход струйного насоса перед линейной задвижкой соединен с линией отбора скважинной жидкости через обратный клапан, причем на обеих входных линиях струйного насоса установлены аварийные электромагнитные клапаны, а в байпасную линию подвода прокачиваемой жидкости установлен пробоотборник для подачи метанола с целью исключения гидратных пробок, при этом манометры, автоматический уровнемер и аварийные электромагнитные клапаны выполнены с возможностью передачи данных на станцию правления. Недостатком является невозможность мгновенного переключения потока скважинной жидкости на основную выкидную линию в случае забивания механическими примесями, парафином и другими веществами.A device is known for reducing gas pressure in the annulus of wells containing a jet pump (prototype) (3) RF patent No. 182462 ЕВВ 43/12, application filing date 03/27/2018, published 08/20/2018, in which in wells with a large gas factor equipped with electric centrifugal, electric screw and electro-diaphragm pumps through an additional tee and valve installed between the central and buffer valves of the wellhead shutoff valves of the well, a bypass line for supplying the well fluid with a manometer was drawn, parallel the line of the borehole fluid sampling line, on which a manometer, a jet pump, a rarefaction chamber is configured to connect to the annulus of the well with a separate line containing a manometer, a check valve and an automatic level gauge to control the level in the annulus of the borehole, with the outlet of the jet pump in front of a linear valve is connected to the borehole fluid sampling line through a non-return valve, and emergency electromagnetic Valves and a bypass line for supplying a pumpable fluid sampler mounted to the methanol feed to avoid hydrate plugs, the pressure gauges, automatic emergency transmitter and solenoid valves are arranged to transmit data on board station. The disadvantage is the impossibility of instantly switching the flow of well fluid to the main flow line in the event of clogging with mechanical impurities, paraffin and other substances.
Технической задачей решаемой способом снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин при эксплуатации электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, имеющими возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, установленным на устьевой запорной арматуре скважины, имеющей байпасную выкидную линию, является повышение эффективности и экономичности технологии снижения избыточного давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве нефтяной скважины с целью повышения эффективности работы газонефтяного оборудования и получения прироста дебита добываемой нефти.The technical problem to be solved by reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells during operation by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps, with the ability to control the shaft speed of a submersible electric drive under various operating conditions, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment in combination with an inkjet apparatus mounted on wellhead shutoff valves of a well having a bypass flow line, S THE efficiency and cost reduction technology APG excess pressure in the annulus of an oil well in order to increase the efficiency of gas-oil and reception equipment to increase output of crude oil.
Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, имеющими возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, при котором на устьевой запорной арматуре через дополнительный тройник и отсекающую задвижку, установленными между тройником манифольдной задвижки и лубрикаторной задвижкой устьевой запорной арматуры скважины, параллельно основной гидравлической линии отбора скважинной жидкости смонтирована байпасная гидравлическая линия, на которой установлен струйный аппарат, камера смешения которого соединена с затрубным пространством скважины через тройник, с дополнительной задвижкой, и свободную затрубную задвижку устьевой арматуры отдельной линией, содержащей обратный клапан. Выход струйного аппарата соединен с линией отбора скважинной жидкости перед линейной задвижкой через дополнительную отсекающую задвижку. Рабочим потоком, необходимым для работы струйного аппарата служит жидкость, поднимаемая на поверхность электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами. Регулирование работы комплекса, состоящего из регулируемого глубинного насосного оборудования и струйного аппарата осуществлено изменением давления на его входе путем регулирования проходного сечения в конфузоре и диффузоре струйного аппарата, а также изменением частоты вращения вала погружного электропривода, для создания требуемого напора и подачи глубинного насоса, чтобы создать оптимальный режим работы скважины и глубинного насосного оборудования и не снизить динамический уровень в скважине ниже критического. При этом происходит снижение избыточного давления газа в затрубном пространстве скважины посредством отбора его из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его струйным аппаратом в линию отбора скважинной жидкости. При снижении давления в затрубном пространстве и, как следствии, повышении динамического уровня в скважине, увеличивают производительность погружного глубинного насоса за счет увеличения частоты вращения вала погружного электропривода с контролем оптимального динамического уровня скважины.The technical result achieved by the invention is solved by the proposed method for reducing the pressure of associated petroleum gas in the annulus of producing oil wells equipped with electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps, with the ability to control the shaft speed of a submersible electric drive under various operating conditions, to change the flow and pressure of the deep pump equipment in which the wellhead shutoff valves through an additional tee and cut off a valve installed between the tee of the manifold valve and the lubricator valve of the wellhead shutoff valves of the well, a bypass hydraulic line is mounted in parallel with the main hydraulic line for selecting the well fluid, on which the jet apparatus is installed, the mixing chamber of which is connected to the annulus of the well through the tee, with an additional valve, and free annular valve of wellhead valves with a separate line containing a non-return valve. The output of the inkjet apparatus is connected to the line for sampling the well fluid in front of the linear valve through an additional shut-off valve. The working flow necessary for the operation of the inkjet apparatus is liquid that is raised to the surface by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps. The regulation of the operation of the complex, consisting of adjustable deep-well pumping equipment and an inkjet apparatus, is carried out by changing the pressure at its inlet by adjusting the bore in the confuser and diffuser of the inkjet apparatus, as well as by changing the speed of the shaft of the submersible electric drive, to create the required pressure and supply the depth pump to create optimal operation of the well and in-depth pumping equipment and not reduce the dynamic level in the well below the critical level. In this case, the excess gas pressure in the annulus of the well decreases by taking it from the annulus of the oil well and injecting it with a jet device into the line for selecting the well fluid. With a decrease in pressure in the annulus and, as a consequence, an increase in the dynamic level in the well, the productivity of the submersible deep pump is increased by increasing the speed of the shaft of the submersible drive with control of the optimal dynamic level of the well.
Сущность изобретения заключается в том, что при использовании способа снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, на устьевой запорной арматуре через дополнительный тройник и отсекающую задвижку, установленными между тройником манифольдной задвижки и лубрикаторной задвижкой устьевой запорной арматуры скважины, параллельно основной гидравлической линии отбора скважинной жидкости смонтирована байпасная линия, на которой установлен манометр и струйный аппарат, камера смешения которого соединена с затрубным пространством скважины через тройник, с дополнительной задвижкой, и свободную затрубную задвижку устьевой арматуры отдельной линией, содержащей манометр и обратный клапан. Рабочим потоком, необходимым для работы струйного аппарата служит жидкость, поднимаемая на поверхность электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами.The essence of the invention lies in the fact that when using the method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells equipped with electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps, on wellhead shutoff valves through an additional tee and a shut-off valve installed between the tee of the manifold valve and lubricator wellhead shutoff valve, parallel to the main hydraulic fluid extraction line A bypass line was mounted on which a pressure gauge and an inkjet apparatus were installed, the mixing chamber of which is connected to the annulus of the well through a tee, with an additional gate valve, and a free annular gate valve of the wellhead valves as a separate line containing the pressure gauge and non-return valve. The working flow necessary for the operation of the inkjet apparatus is liquid that is raised to the surface by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps.
Согласно изобретению, при работе на скважинах применяют электроцентробежные, электровинтовые, электродиафрагменные и вентильные насосы, имеющие возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, отбирающим из затрубного пространства скважины попутный нефтяной газ. При снижении давления в затрубном пространстве скважины и, как следствии, повышении динамического уровня в скважине, увеличивают производительность погружного глубинного насоса за счет увеличения частоты вращения вала погружного электропривода. В конфузоре струйного аппарата создают высокоэнергетический поток скважинной жидкости, за счет которого в камере смешения струйного аппарата создается разрежение, при этом газ из затрубного пространства смешивается с этим потоком и через диффузор нагнетается в линию отбора скважинной жидкости. Поток скважинной жидкости по основной линии устьевой запорной арматуры во время работы струйного аппарата перекрыт манифольдной задвижкой либо установленным аварийным предохранительным электромагнитным во взрывозащищенном исполнении либо механическим клапаном, открывающимся при превышении допустимого давления перед струйным аппаратом в случае забивания механическими примесями, парафином и другими веществами. Также на основной линии устьевой запорной арматуры, на манифольде, установлена регулируемая или нерегулируемая штуцерная камера, либо регулируемая задвижка для регулирования давления на буфере, чтобы не изменять режим работы скважины в случае временного отсечения струйного аппарата на ремонт, замену штуцера и т.д. При этом регулирование работы комплекса, состоящего из регулируемого глубинного насосного оборудования и струйного аппарата, осуществлено изменением давления на его входе путем регулирования проходного сечения в конфузоре и диффузоре струйного аппарата, а также изменением частоты вращения вала погружного электропривода, для создания требуемого напора и подачи глубинного насоса, чтобы создать оптимальный режим работы скважины и глубинного насосного оборудования и не снизить динамический уровень в скважине ниже критического. На байпасной линии после струйного аппарата установлены дополнительная отсекающая задвижка и пробоотборник. Давление в линиях контролируется манометрами и датчиками давления во взрывозащищенном исполнении, выполненными с возможностью передачи данных на станцию управления. Давление на приеме насоса контролируется датчиками блока телеметрии, установленного на погружном электроприводе. Данные от датчиков поступают на станцию управления и на пульт диспетчера для контроля и автоматического управления работой оборудования и аварийным предохранительным электромагнитным клапаном.According to the invention, when working in wells, electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps are used, which are able to control the shaft speed of a submersible electric drive under various operating conditions, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with a jet device, which takes away from the annular space of the well petroleum gas. With a decrease in pressure in the annulus of the well and, as a result, an increase in the dynamic level in the well, the productivity of the submersible deep pump is increased by increasing the speed of the shaft of the submersible electric drive. In the confuser of the jet apparatus, a high-energy well fluid flow is created, due to which a vacuum is created in the mixing chamber of the jet apparatus, while gas from the annulus is mixed with this flow and is pumped through the diffuser into the well fluid withdrawal line. The flow of borehole fluid along the main line of the wellhead shutoff valves during the operation of the jet apparatus is blocked by a manifold gate valve or an installed emergency electromagnetic safety valve in an explosion-proof design or a mechanical valve that opens when the permissible pressure is exceeded in front of the jet apparatus in the event of clogging with mechanical impurities, paraffin and other substances. Also, on the main line of the wellhead shutoff valves, on the manifold, an adjustable or non-adjustable choke chamber or an adjustable gate valve for regulating the pressure on the buffer is installed so as not to change the well operating mode in the event of temporary cutting off of the inkjet apparatus for repair, nozzle replacement, etc. At the same time, the operation of the complex, which consists of adjustable downhole pumping equipment and an inkjet apparatus, is controlled by changing the pressure at its inlet by adjusting the bore in the confuser and diffuser of the inkjet apparatus, as well as by changing the rotational speed of the shaft of the submersible electric drive, to create the required pressure and supply the depth pump in order to create an optimal mode of operation of the well and in-depth pumping equipment and not reduce the dynamic level in the well below a critical level. On the bypass line after the jet apparatus, an additional shut-off valve and a sampler are installed. The pressure in the lines is controlled by pressure gauges and pressure sensors in explosion-proof design, configured to transmit data to the control station. The pressure at the pump inlet is controlled by the sensors of the telemetry unit installed on the submersible electric drive. Data from the sensors is sent to the control station and to the dispatcher's console for monitoring and automatic control of the equipment and the emergency safety solenoid valve.
При наличии технологических возможностей по увеличению производительности скважинного насосного оборудования, а также положительного потенциала разрабатываемого нефтяного пласта, предлагаемый способ снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих скважин позволяет получить дополнительный прирост дебита скважины. Прирост дебита при применении способа снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин при эксплуатации электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, обеспечивается за счет применения погружного глубинного насосного оборудования, имеющего возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы оборудования, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, отбирающим из затрубного пространства скважины попутный нефтяной газ. Повышение динамического уровня увеличивает эффективность работы глубинного насосного оборудования и продлевает межремонтный период скважины. Предлагаемый способ снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин обеспечивает повышение эффективности технологии снижения избыточного давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве нефтяной скважины, повышение эффективности работы газонефтяного оборудования и получения прироста дебита добываемой нефти и мгновенное, либо управляемое переключение на штатный режим работы скважины по основной манифольдной линии в случае превышения давления перед струйным аппаратом выше критического, либо поломки оборудования.If there are technological capabilities to increase the productivity of downhole pumping equipment, as well as the positive potential of the developed oil reservoir, the proposed method for reducing the pressure of associated petroleum gas in the annulus of production wells allows for an additional increase in well production. The increase in flow rate when applying the method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells during operation by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps is ensured by the use of submersible deep-well pumping equipment that can control the speed of the shaft of a submersible electric drive under various operating conditions of the equipment, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with the jet apparatus an atom taking associated petroleum gas from the annulus of the well. Increasing the dynamic level increases the efficiency of the downhole pumping equipment and extends the well overhaul period. The proposed method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells provides an increase in the efficiency of the technology for reducing the excess pressure of associated petroleum gas in the annular space of an oil well, increases the efficiency of gas-oil equipment and obtains an increase in the rate of produced oil and provides instantaneous or controlled switching to normal operation wells along the main manifold line in case of excess pressure in front of the jet apparatus above e critical or equipment failure.
На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин. При использовании способа снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин работу производят следующим образом. От устьевой запорной арматуры 1 скважины, через дополнительный тройник 11 и отсекающую задвижку 12, установленными между тройником манифольдной задвижки и лубрикаторной задвижкой устьевой запорной арматуры скважины, по байпасной линии 2, параллельной линии отбора скважинной жидкости 3, скважинная жидкость поступает в струйный насос 4, включающий конфузор 16, камеру смешения 17 и диффузор 18, камера смешения 17 которого соединена с затрубным пространством скважины, через тройник 11, с дополнительной задвижкой 12, и свободную затрубную задвижку устьевой арматуры отдельной линией 5, содержащей обратный клапан 6. Выход струйного аппарата 4, перед линейной задвижкой 15, соединен с линией отбора скважинной жидкости 3 через дополнительную отсекающую задвижку 8. При этом происходит снижение избыточного давления газа из затрубного пространства нефтяной скважины посредством отбора газа из затрубного пространства скважины и закачки его в линию отбора скважинной жидкости 3. На обеих входных линиях 2 и 5 струйного аппарата 4 и на выходе струйного аппарата 4 установлены манометры 7 и датчики давления 9 во взрывозащищенном исполнении. В линию отбора скважинной жидкости 3 врезан аварийный предохранительный электромагнитный во взрывозащищенном исполнении либо механический клапан 14, открывающийся при превышении допустимого давления перед струйным аппаратом в случае забивания механическими примесями, парафином и другими веществами и регулируемая либо нерегулируемая штуцерная камера 13 для регулирования давления на буфере, чтобы не изменять режим работы скважины в случае временного отсечения струйного аппарата на ремонт, замену штуцера и т.д. На байпасной линии 2 после струйного аппарата 4 установлен пробоотборник 10. Датчики давления 9 выполнены с возможностью передачи данных на станцию управления.The drawing shows a layout explaining a method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annulus of producing oil wells. When using the method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annulus of producing oil wells, the work is performed as follows. From the
Новым является то, что при работе на скважинах применяют электроцентробежные, электровинтовые, электродиафрагменные и вентильные насосы, имеющие возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинного насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, установленным на байпасной линии устьевой запорной арматуры, отбирающим из затрубного пространства скважины попутный нефтяной газ. При снижении давления в затрубном пространстве скважины и, как следствии, повышении динамического уровня в скважине, увеличивают производительность погружного глубинного насоса за счет увеличения частоты вращения вала погружного электропривода. В конфузоре струйного аппарата создают высокоэнергетический поток скважинной жидкости, за счет которого в камере смешения струйного аппарата создается разрежение и газ из затрубного пространства, подведенный отдельной линией к камере смешения струйного аппарата, смешивается с этим потоком и через диффузор нагнетается в линию отбора скважинной жидкости, при этом поток скважинной жидкости по основной линии устьевой арматуры во время работы струйного аппарата перекрыт манифольдной задвижкой либо установленным аварийным предохранительным электромагнитным во взрывозащищенном исполнении или механическим клапаном, открывающимся при превышении допустимого давления перед струйным аппаратом в случае забивания механическими примесями, парафином и другими веществами. Также на основной линии установлена регулируемая, либо нерегулируемая штуцерная камера, либо регулируемая задвижка для регулирования давления на буфере, чтобы не изменять режим работы скважины в случае временного отсечения струйного аппарата на ремонт, замену штуцера и т.д. При этом регулирование работы комплекса, состоящего из регулируемого глубинного насосного оборудования и струйного аппарата, осуществлено изменением давления на его входе путем регулирования проходного сечения в конфузоре и диффузоре струйного аппарата, а также изменением частоты вращения вала погружного электропривода, для создания требуемого напора и подачи глубинного насоса, чтобы создать оптимальный режим работы скважины и глубинного насосного оборудования и не снизить динамический уровень в скважине ниже критического. На байпасной линии после струйного аппарата установлены дополнительная отсекающая задвижка и пробоотборник. Давление в линиях контролируется манометрами и датчиками давления во взрывозащищенном исполнении, выполненными с возможностью передачи данных на станцию управления. Давление на приеме насоса контролируется датчиками блока телеметрии, установленного на погружном электроприводе. Данные от датчиков поступают на станцию управления и пульт диспетчера для контроля и автоматического управления работой оборудования и аварийным предохранительным электромагнитным клапаном.New is that when working in wells, electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps are used that have the ability to control the rotational speed of the shaft of a submersible electric drive under various operating conditions, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with an inkjet apparatus installed on the bypass line wellhead shutoff valves, taking associated petroleum gas from the annulus of the well. With a decrease in pressure in the annulus of the well and, as a consequence, an increase in the dynamic level in the well, the productivity of the submersible deep pump is increased by increasing the speed of the shaft of the submersible electric drive. In the confuser of the jet apparatus, a high-energy well fluid flow is created, due to which rarefaction and gas from the annulus created by a separate line to the jet chamber of the jet apparatus are created in the jet chamber mixing chamber, mixed with this stream and pumped through the diffuser into the well fluid sampling line, at the same time, the flow of well fluid along the main line of the wellhead during operation of the jet apparatus is blocked by a manifold valve or an installed emergency fuse explosion-proof solenoid or mechanical valve that opens when the permissible pressure in front of the jet apparatus is exceeded if it is blocked by mechanical impurities, paraffin and other substances. Also on the main line there is an adjustable or non-adjustable choke chamber, or an adjustable gate valve to regulate the pressure on the buffer so as not to change the mode of operation of the well in case of temporary cut-off of the inkjet apparatus for repair, replacement of the choke, etc. At the same time, the operation of the complex, which consists of adjustable downhole pumping equipment and an inkjet apparatus, is controlled by changing the pressure at its inlet by adjusting the bore in the confuser and diffuser of the inkjet apparatus, as well as by changing the rotational speed of the shaft of the submersible electric drive, to create the required pressure and supply the depth pump in order to create an optimal mode of operation of the well and in-depth pumping equipment and not reduce the dynamic level in the well below a critical level. On the bypass line after the jet apparatus, an additional shut-off valve and a sampler are installed. The pressure in the lines is controlled by pressure gauges and pressure sensors in explosion-proof design, configured to transmit data to the control station. The pressure at the pump inlet is controlled by the sensors of the telemetry unit installed on the submersible electric drive. Data from the sensors is sent to the control station and the dispatcher's console for monitoring and automatically controlling the operation of the equipment and the emergency safety solenoid valve.
Технологический и технический результаты при использовании способа снижения давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин при эксплуатации электроцентробежными, электровинтовыми, электродиафрагменными и вентильными насосами, имеющими возможность регулирования частоты вращения вала электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор глубинно-насосного оборудования, в комплексе со струйным аппаратом, установленным на байпасной линии устьевой запорной арматуры, отбирающим из затрубного пространства скважины попутный нефтяной газ, достигаются повышением эффективности технологии снижения избыточного давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве нефтяной скважины, повышением эффективности работы газонефтяного оборудования, получения прироста дебита добываемой нефти и мгновенного, либо управляемого переключения на штатный режим работы скважины по основной манифольдной линии в случае превышения давления перед струйным аппаратом выше критического, либо поломки оборудования. Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет получения прироста дебита добываемой нефти, увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.Technological and technical results when using the method of reducing the pressure of associated petroleum gas in the annular space of producing oil wells during operation by electric centrifugal, electric screw, electro-diaphragm and valve pumps with the ability to control the frequency of rotation of the electric drive shaft under various operating conditions, change the flow and pressure of the downhole pumping equipment, in combination with a jet device installed on the bypass line of the wellhead shutoff valves, associated petroleum gas from the annulus of the well is achieved by increasing the efficiency of technology to reduce excess pressure of associated petroleum gas in the annular space of an oil well, increasing the efficiency of gas-oil equipment, obtaining an increase in the rate of produced oil and instantaneous or controlled switching to the normal mode of operation of the well along the main manifold line in case of excess of pressure in front of the jet device above critical, or equipment failure. The economic effect of the use of the invention can be achieved by obtaining an increase in the production rate of produced oil, increasing the time between failures, extending the service life of the pumping unit, and reducing the time it takes to carry out additional types of work.
Использованная литература.References.
1. Патент РФ 2081998 Е21В, дата подачи заявки 09.11.1993, опубликовано 20.06.1997.1. RF patent 2081998 Е21В, application filing date 09.11.1993, published on 06.20.1997.
2. Патент РФ №:2517287 Е21В, дата подачи заявки 19.11.2012, опубликовано 27.05. 2014.2. RF patent №: 2517287 Е21В, filing date of the application on November 19, 2012, published on May 27. 2014.
3. Патент РФ №182462 Е21В 43/12, дата подачи заявки: 27.03.2018, опубликовано 20.08.2018.3. RF patent No. 182462 Е21В 43/12, application filing date: 03/27/2018, published on 08/20/2018.
Claims (1)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106381A RU2705654C1 (en) | 2019-03-06 | 2019-03-06 | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
| EA201900480A EA038072B1 (en) | 2019-03-06 | 2019-10-16 | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019106381A RU2705654C1 (en) | 2019-03-06 | 2019-03-06 | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2705654C1 true RU2705654C1 (en) | 2019-11-11 |
Family
ID=68579631
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019106381A RU2705654C1 (en) | 2019-03-06 | 2019-03-06 | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA038072B1 (en) |
| RU (1) | RU2705654C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111794716A (en) * | 2020-07-10 | 2020-10-20 | 张郭祎 | Underground associated gas pressure buffering device and method |
| RU2747138C1 (en) * | 2020-08-19 | 2021-04-28 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5273112A (en) * | 1992-12-18 | 1993-12-28 | Halliburton Company | Surface control of well annulus pressure |
| RU2079636C1 (en) * | 1991-03-18 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" | Gas vent from annular space |
| RU2081998C1 (en) * | 1993-11-09 | 1997-06-20 | Владимир Леонидович Грабовецкий | Method for releasing surplus pressure from intertube space in operating immersed electric pumps |
| RU2110673C1 (en) * | 1994-08-02 | 1998-05-10 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells |
| 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 |
| RU182462U1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-08-20 | Игорь Александрович Малыхин | DEVICE FOR REDUCING GAS PRESSURE IN AN EXTERNAL WELL SPACE CONTAINING A JET PUMP |
-
2019
- 2019-03-06 RU RU2019106381A patent/RU2705654C1/en active
- 2019-10-16 EA EA201900480A patent/EA038072B1/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2079636C1 (en) * | 1991-03-18 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" | Gas vent from annular space |
| US5273112A (en) * | 1992-12-18 | 1993-12-28 | Halliburton Company | Surface control of well annulus pressure |
| RU2081998C1 (en) * | 1993-11-09 | 1997-06-20 | Владимир Леонидович Грабовецкий | Method for releasing surplus pressure from intertube space in operating immersed electric pumps |
| RU2110673C1 (en) * | 1994-08-02 | 1998-05-10 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method and ejecting device for operation of clustered gas wells |
| 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 |
| RU182462U1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-08-20 | Игорь Александрович Малыхин | DEVICE FOR REDUCING GAS PRESSURE IN AN EXTERNAL WELL SPACE CONTAINING A JET PUMP |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111794716A (en) * | 2020-07-10 | 2020-10-20 | 张郭祎 | Underground associated gas pressure buffering device and method |
| RU2747138C1 (en) * | 2020-08-19 | 2021-04-28 | Игорь Александрович Малыхин | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900480A1 (en) | 2020-09-30 |
| EA038072B1 (en) | 2021-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
| US6343653B1 (en) | Chemical injector apparatus and method for oil well treatment | |
| RU2523245C2 (en) | Methods and systems for treatment of oil and gas wells | |
| RU2705654C1 (en) | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells | |
| RU182462U1 (en) | DEVICE FOR REDUCING GAS PRESSURE IN AN EXTERNAL WELL SPACE CONTAINING A JET PUMP | |
| US4828036A (en) | Apparatus and method for pumping well fluids | |
| CN111512017A (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| US20140076577A1 (en) | System and method for reducing pressure fluctuations in an oilfield pumping system | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU184051U1 (en) | DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2256779C1 (en) | Device for oil gas discharge from hole annuity | |
| RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
| RU2747138C1 (en) | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system | |
| RU2747387C2 (en) | Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells | |
| RU2447264C2 (en) | Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation | |
| RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2630835C1 (en) | Plant for simultaneous oil production from two formations | |
| CA2890974C (en) | Method of supplying fluid to an electric submersible pump | |
| RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
| US10260489B2 (en) | Method of supplying fluid to a submersible pump | |
| RU40647U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF A TWO LAYER WELL | |
| RU2722897C1 (en) | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid |