RU2726704C1 - Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом - Google Patents
Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2726704C1 RU2726704C1 RU2019134871A RU2019134871A RU2726704C1 RU 2726704 C1 RU2726704 C1 RU 2726704C1 RU 2019134871 A RU2019134871 A RU 2019134871A RU 2019134871 A RU2019134871 A RU 2019134871A RU 2726704 C1 RU2726704 C1 RU 2726704C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- flow
- coiled tubing
- string
- flow channel
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 165
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification 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
-
- 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
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/203—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with plural fluid passages
-
- 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
- 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
- E21B43/13—Lifting well fluids specially adapted to dewatering of wells of gas producing reservoirs, e.g. methane producing coal beds
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
- F04B47/08—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth the motors being actuated by fluid
- F04B47/10—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth the motors being actuated by fluid the units or parts thereof being liftable to ground level by fluid pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системам и способам размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины с использованием спускных механизмов. Изобретение содержит устройство для перекачки флюида для использования при перекачке скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины, устройство для перекачки флюида для удаления воды из газовой скважины, способ откачки скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины. Устройство для перекачки флюида для использования при перекачке скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины содержит приводимый в действие потоком насос; спускную колонну гибких труб с двойными стенками для размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины. Причем спускная колонна гибких труб с двойными стенками содержит внутреннюю колонну гибких труб, определяющую центральный осевой канал потока через внутреннюю гибкую трубу вдоль ее длины; наружную колонну гибких труб, в радиальном направлении окружающую внутреннюю колонну гибких труб. Первый канал потока флюида ограничен внутри внутренней колонны гибких труб. Второй канал потока флюида ограничен в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб. Третий канал потока флюида ограничен в радиальном направлении между наружной колонной гибких труб и стенкой ствола скважины. Рабочая жидкость для работы приводимого в действие потоком насоса подается в приводимый в действие потоком насос через первый канал потока флюида. Отработавшая рабочая жидкость течет через третий канал потока флюида. Скважинный флюид течет через второй канал потока флюида. Устройство для перекачки флюида для удаления воды из газовой скважины содержит приводимый в действие потоком насос для откачки воды из газовой скважины; спускную колонну гибких труб с двойными стенками для размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины. Спускная колонна гибких труб с двойными стенками содержит внутреннюю колонну гибких труб, определяющую центральный осевой канал потока через внутреннюю гибкую трубу вдоль ее длины; наружную колонну гибких труб, в радиальном направлении окружающую внутреннюю колонну гибких труб. Наружная колонна гибких труб определяет центральный осевой канал наружной колонны гибких труб вдоль ее длины. Первый канал потока флюида ограничен вдоль центрального осевого канала внутренней колонны гибких труб. Второй канал потока флюида ограничен в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб. Третий канал потока флюида ограничен в радиальном направлении между наружной колонной гибких труб и стенкой ствола скважины. Рабочая жидкость для работы приводимого в действие потоком насоса подается в приводимый в действие потоком насос через первый канал потока флюида. Смесь отработавшей рабочей жидкости и скважинного флюида течет через третий канал потока флюида или оба из второго и третьего каналов потока флюида. Способ откачки скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины включает этапы размещения в стволе скважины устройства для перекачки флюида, содержащего спускную колонну гибких труб с двойными стенками и приводимый в действие потоком насос, прикрепленный к спускной колонне гибких труб с двойными стенками; подачи рабочей жидкости через первый канал потока флюида, который ограничен в радиальном направлении внутри внутренней колонны гибких труб, для работы приводимого в действие потоком насоса; вытекание скважинного флюида из приводимого в действие потоком насоса через второй канал потока флюида, который ограничен в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб; вытекание отработавшей рабочей жидкости из приводимого в действие потоком насоса через третий канал потока флюида. Технический результат – добыча скважинных флюидов посредством применения гибких труб с двойными стенками в сочетании с приводимым в действие потоком насосом. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Данная заявка испрашивает приоритет по заявке на патент США № 15/488923, поданной 17 апреля 2017 г., которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Область техники
[0001] Изобретение в целом относится к использованию колонн гибких труб для размещения приводимых в действие потоком насосов в стволе скважины, а также к управлению этими насосами.
1. Описание уровня техники
[0002] Скважинные насосы используются для откачки углеводородных флюидов и/или воды из подземных местоположений. Электропитание для электрических погружных насосов (еlectric submersible pump - ESP) должно подаваться с поверхности. Типичный блок ESP содержит центробежный насос, установленный на электродвигателе. Кабель питания проходит от поверхности к двигателю блока ESP.
[0003] Также известны приводимые в действие потоком насосы, в которых для протекания флюида используется поршень или плунжер, а не центробежный насосный механизм. Приводимый в действие потоком насос описан в патенте США № 7,789,131 (патент 131), озаглавленном «Hydraulic Pump System for Deliquifying Low Rate Gas Wells» (Гидравлическая насосная система для удаления жидкости из газовых скважин с малым дебитом). Патент 131 принадлежит правопреемнику настоящего изобретения и включен в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Для работы приводимого в действие потоком насоса, описанного в патенте 131, используется подаваемая с поверхности рабочая жидкость, а не электроэнергия. Большинство приводимых в действие потоком насосов возвращают отработавшую рабочую жидкость вместе со скважинным флюидом (вода, газ и т.п.). Однако некоторые приводимые в действие потоком насосы могут иметь отдельные выходы для отработавшей рабочей жидкости и скважинного флюида.
[0004] Гибкие трубы с двойными стенками используются в подводных применениях для подъема добываемого флюида от насоса, расположенного на морском дне, а не непосредственно в скважине. Такое решение описано в патентной публикации США № 2003/0170077, авторов Herd et al. Однако на сегодняшний день нет опыта успешного применения гибких труб с двойными стенками в подземных стволах скважин в сочетании с насосами с флюидным приводом или приводимыми в действие потоком насосами либо для обезвоживания газовых скважин. Условия высокого давления и высокой температуры, связанные с подземным стволом скважины, делают нецелесообразным использование подъемных и гибких труб.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0005] Изобретение относится к системам и способам размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины с использованием спускных механизмов, включающих спускную колонну гибких труб с двойными стенками, имеющую внутреннюю и наружную колонны гибких труб. Описаны решения для перекачки флюида, в которых спускная колонна гибких труб с двойными стенками поддерживает приводимый в действие потоком насос и обеспечивает первый и второй каналы потока флюида для гидравлической связи между насосом и поверхностью. Кольцевое пространство ограничено между наружной колонной гибких труб и стенкой ствола скважины. Кольцевое пространство служит в качестве третьего канала потока флюида для устройств перекачки флюида.
[0006] Согласно первому описанному варианту реализации изобретения приводимый в действие потоком насос соединен со спускной колонной, так что рабочая жидкость подается в насос через первый канал потока флюида, а добываемый флюид возвращается через второй канал потока флюида. Отработавшая рабочая жидкость возвращается через третий канал потока флюида.
[0007] Согласно второму описанному варианту реализации изобретения приводимый в действие потоком насос соединен со спускной колонной, так что рабочая жидкость подается в насос через первый канал потока флюида, а отработавшая рабочая жидкость возвращается через второй канал потока флюида. Добываемый флюид возвращается по третьему каналу потока флюида. В тех случаях, когда приводимый в действие потоком насос относится к типу, который обеспечивает только один выход для смеси воды и рабочей жидкости, один или оба из второго и третьего каналов потока могут использоваться для возврата смешанного флюида на поверхность.
[0008] Описан вариант реализации изобретения, в котором приводимый в действие потоком насос зонально изолирован, так что флюид под пакером может добываться через спускную колонну гибких труб с двойными стенками.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0009] Преимущества и дополнительные аспекты настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники с обычным уровнем подготовки и станут лучше понятны при изучении приведенного далее подробного описания вместе с прилагаемыми графическими материалами, на которых одинаковые номера позиций обозначают одинаковые или сходные элементы на всех графических материалах и при этом:
[0010] На Фиг. 1 приведен вид сбоку в поперечном сечении представленного в качестве примера ствола скважины, внутри которого расположен блок насоса для флюида в соответствии с данным изобретением.
[0011] На Фиг. 2 приведен увеличенный вид в поперечном сечении части блока насоса для флюида согласно Фиг. 1, содержащей приводимый в действие потоком насос и соответствующие компоненты.
[0012] На Фиг. 3 приведен вид в поперечном сечении по линии 3-3, показанной на Фиг. 2.
[0013] На Фиг. 4 приведен вид сбоку в поперечном сечении ствола скважины, внутри которого расположено альтернативное спускное устройство для гибких труб с двойными стенками и приводимый в действие потоком насос.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0014] Употребляемый в данном документе термин «с двойными стенками» предназначен для обозначения в широком смысле устройств, в которых внутренняя колонна труб или элемент расположен(а) в радиальном направлении внутри внешней колонны труб или элемента для обеспечения конструкции труб с двойными стенками. Конструкция может быть с двойными стенками, независимо от того, являются ли внутренняя и внешняя колонны труб коаксиальными или концентрическими 5.
[0015] На Фиг. 1 приведен представленный в качестве примера ствол скважины 10, пробуренной в земле 12 от поверхности 14 вниз до углеводородсодержащего пласта 16. Желательно перекачивать флюиды из пласта 16 на поверхность 14. Следует отметить, что хотя ствол 10 скважины изображен как по существу вертикальный ствол скважины, на практике он может иметь наклонные или ориентированные горизонтально участки. Ствол 10 скважины облицован металлической обсадной колонной 18 способом, известным в данной области техники. Отверстия 20 проходят через обсадную колонну 18 в пласт 16. В изображенном варианте реализации изобретения пласт 16 представляет собой газовый пласт, который содержит воду 22. Желательно удалить воду 22 из пласта 16.
[0016] В проиллюстрированном на Фиг. 1 размещении устройство для перекачки флюида, в целом обозначенное позицией 24, расположено в стволе 10 скважины. Устройство 20 для перекачки флюида используется для удаления флюидов из подземных местоположений, таких как пласт 16. В изображенном варианте реализации изобретения желательно откачивать воду 22 из ствола 10 скважины на поверхность 14. Насос 26 для флюида расположен на поверхности 14 и выполнен с возможностью подачи флюида вниз через блок 24 насоса для флюида.
[0017] Устройство 24 для перекачки флюида содержит приводимый в действие потоком насос 28 и спускную колонну 30 гибких труб с двойными стенками. Приводимый в действие потоком насос 28 представляет собой неэлектрический насос для флюида, который приводится в действие гидравлической энергией от рабочей жидкости, подаваемой насосом 26 с поверхности 14. Приводимый в действие потоком насос 28 может быть насосом типа, описанного в патенте США № 7,789,131, озаглавленном «Hydraulic Pump System for Deliquifying Low Rate Gas Wells» (Гидравлическая насосная система для удаления жидкости из газовых скважин с малым дебитом). Патент 131 принадлежит правопреемнику настоящей(го) заявки/патента на изобретение и включен в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Насос, описанный в патенте 131, возвращает отработавшую рабочую жидкость, смешанную с добываемым скважинным флюидом. Таким образом, требуется только один канал потока обратно к поверхности 14. Однако приводимый в действие потоком насос 28 также может быть насосом, который работает, возвращая отработавшую рабочую жидкость и добытый флюид по отдельности. В этом случае для насоса 28 потребуется два отдельных канала потока обратно на поверхность 14. В процессе работы вода 22 всасывается во впускные отверстия 32 для флюида приводимого в действие потоком насоса 28 и выходит вблизи верхнего осевого конца насоса 28, как будет описано ниже.
[0018] Рассмотрим Фиг. 2 и 3. Спускная колонна 30 гибких труб с двойными стенками содержит внутреннюю колонну 34 гибких труб и наружную колонну 36 гибких труб, окружающую в радиальном направлении внутреннюю колонну 34 гибких труб. Внутренняя колонна 34 гибких труб определяет центральный осевой канал потока флюида вдоль ее длины. Первый канал 38 потока флюида, в свою очередь, расположен вдоль этого центрального осевого канала потока флюида. Внешняя колонна 36 гибких труб ограничивает внешний канал потока флюида в гибкой трубе по ее длине, а второй канал 40 потока флюида определяется в радиальном направлении между внутренней и наружной колоннами 34, 36 гибких труб. Представленные в качестве примера размеры внутренней и наружной колонн 34, 36 гибких труб составляют: 31,8 мм (1,25 дюйма) наружного диаметра х 3,2 мм (0,125 дюйма) толщины стенки для внутренней колонны 34 гибких труб и 60,3 мм (2,375 дюйма) наружного диаметра х 4,0 мм (0,156 дюйма) толщины стенки для наружной колонны 36 гибких труб. Однако эти размеры являются только представленными в качестве примера, и могут использоваться другие размеры. Внутренние и наружные колонны 34, 36 гибких труб обычно механически соединяют между собой на стороне поверхности и скважины, и они будут подвешены у устья скважины. Следовательно, обе колонны 34, 36 могут способствовать поддержанию массы приводимого в действие потоком насоса 28, а также внутренней и наружной колонн 34, 36 гибких труб. Третий канал 42 потока флюида образован кольцом между внешней колонной 36 гибких труб и обсадной колонной 18. Наличие трех отдельных каналов 38, 40 и 42 потока флюида позволяет подавать рабочую жидкость, используемую для работы приводимого в действие потоком насоса 28, вниз к приводному в действие потоком насосу 28 и возвращать ее на поверхность 14.
[0019] На Фиг. 2 проиллюстрировано первое представленное в качестве примера устройство для перекачки флюида, в котором рабочая жидкость, используемая для работы приводимого в действие потоком насоса 28, течет вниз через первый канал 38 потока флюида, как указано стрелкой 44. Отработавшая рабочая жидкость подается обратно на поверхность 14 через второй канал 40 потока флюида (стрелка 46). Вода 22 течет к поверхности 14 через третий канал 42 потока флюида, как указано стрелкой 48. В случае, если приводимый в действие потоком насос 28 относится к типу, который обеспечивает только один выход для смеси воды 22 и рабочей жидкости, один или оба из второго и третьего каналов 40, 42 потока могут использоваться для возврата смешанного флюида на поверхность 14.
[0020] Согласно второму представленному в качестве примера устройству для перекачки флюида рабочая текучая среда стекает вниз через первый канал 38 потока флюида. Вода 22 подается к поверхности 14 через второй канал 40 потока флюида. Отработавшая рабочая жидкость подается обратно на поверхность 14 через третий канал 42 потока флюида. Также в случае, если приводимый в действие потоком насос 28 относится к типу, который обеспечивает только один выход для смеси воды 22 и рабочей жидкости, один или оба из второго и третьего каналов 40, 42 потока могут использоваться для возврата смешанного флюида на поверхность 14.
[0021] Компонент гибких труб 30 с двойными стенками в сборе может быть намотан на катушку для гибкой трубы типа, известного в данной области техники, для удержания намотанной гибкой трубы и транспортировки ее к месту расположения скважины для использования. Затем блок приводимого в действие потоком насоса, такой как насос 28, прикрепляют к компоненту 30 гибких труб и спускают в ствол 10 скважины обычным образом.
[0022] Компонент 30 гибких труб с двойными стенками может быть собран путем вставки внутренней колонны 34 гибких труб в наружную колонну 36 гибких труб. Компонент 30 гибких труб с двойными стенками в сборе может быть намотан на катушку для гибкой трубы типа, известного в данной области техники, для удержания намотанной гибкой трубы и транспортировки ее к месту расположения скважины для использования. Затем приводимый в действие потоком насос 28 прикрепляют к компоненту гибких труб 30 и спускают в ствол 10 скважины.
[0023] В изобретении предложены способы откачки флюида из подземного местоположения в стволе скважины. В соответствии с этими способами устройство 24 для перекачки флюида расположено в стволе 10 скважины таким образом, что насос 28 расположен вблизи пласта 16, из которого требуется удалить жидкость (воду 22). Затем рабочую жидкость подают насосом 26 через первый канал 38 потока флюида к насосу 28 для приведения насоса 28 в действие и обеспечения потока воды 22 к поверхности 14 через второй или третий каналы 40 или 42 потока. Отработавшую рабочую жидкость возвращают на поверхность 14 по второму или третьему каналу 40 или 42 потока.
[0024] На Фиг. 4 проиллюстрировано представленное в качестве примера устройство 50 для перекачки флюида, используемого для насосно-компрессорной добычи углеводородного флюида из ствола 10 скважины. Устройство 50 для перекачки флюида согласно Фиг. 4 содержит пакер 52, установленный на обсадной колонне 18 для изоляции приводимого в действие потоком насоса 28, расположенного ниже пакера 52. Приводимый в действие потоком насос 28 в устройстве 28 для перекачки флюида работает вместе с компонентом гибких труб 30 спускной колонны с двойными стенками. Компонент гибких труб 30 с двойными стенками содержит внутреннюю колонну 34 гибких труб и наружную колонну 36 гибких труб. В этом случае приводимый в действие потоком насос 28 относится к типу, который обеспечивает вывод флюида, смешанного с отработавшей рабочей жидкостью и добываемым скважинным флюидом. Первый канал 38 потока флюида ограничен в радиальном направлении внутри внутренней колонны 34 гибких труб, а второй канал 40 потока флюида ограничен в радиальном направлении между внутренней колонной 34 гибких труб и наружной колонной 36 гибких труб.
[0025] Как можно видеть, представленное в качестве примера насосное устройство 50 обеспечивает зональную изоляцию в стволах скважин и позволяет флюидам легко протекать мимо пакера 52 в стволе 10 скважины. Приводимый в действие потоком насос 28 может быть установлен на определенной глубине, и один или большее количество пакеров 52 используются для изоляции скважинных флюидов выше и ниже приводимого в действие потоком насоса 28. Скважинные флюиды ниже пакера 52 могут подниматься приводимым в действие потоком насосом 28 мимо пакера 52 через второй канал 40 потока.
[0026] Вышеприведенное описание направлено на конкретные варианты реализации настоящего изобретения с целью иллюстрации и пояснения. Однако для специалиста в данной области техники будет очевидно, что возможны многие модификации и изменения описанного выше варианта реализации изобретения без отклонения от объема и сущности изобретения.
Claims (33)
1. Устройство для перекачки флюида для использования при перекачке скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины, содержащее:
приводимый в действие потоком насос;
спускную колонну гибких труб с двойными стенками для размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины, содержащую:
внутреннюю колонну гибких труб, определяющую центральный осевой канал потока через внутреннюю гибкую трубу вдоль ее длины;
наружную колонну гибких труб, в радиальном направлении окружающую внутреннюю колонну гибких труб;
первый канал потока флюида, ограниченный внутри внутренней колонны гибких труб;
второй канал потока флюида, ограниченный в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб;
третий канал потока флюида, ограниченный в радиальном направлении между наружной колонной гибких труб и стенкой ствола скважины,
причем рабочая жидкость для работы приводимого в действие потоком насоса подается в приводимый в действие потоком насос через первый канал потока флюида, а
отработавшая рабочая жидкость течет через третий канал потока флюида и скважинный флюид течет через второй канал потока флюида.
2. Устройство для перекачки флюида по п.1, отличающееся тем, что:
отработавшая рабочая жидкость течет через второй канал потока флюида и
скважинный флюид течет через третий канал потока флюида.
3. Устройство для перекачки флюида по п.1, отличающееся тем, что скважинный флюид представляет собой воду.
4. Устройство для перекачки флюида по п.1, дополнительно содержащее пакер для зональной изоляции приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины.
5. Устройство для перекачки флюида для удаления воды из газовой скважины, содержащее:
приводимый в действие потоком насос для откачки воды из газовой скважины;
спускную колонну гибких труб с двойными стенками для размещения приводимого в действие потоком насоса в стволе скважины, содержащую:
внутреннюю колонну гибких труб, определяющую центральный осевой канал потока через внутреннюю гибкую трубу вдоль ее длины;
наружную колонну гибких труб, в радиальном направлении окружающую внутреннюю колонну гибких труб, причем наружная колонна гибких труб определяет центральный осевой канал наружной колонны гибких труб вдоль ее длины;
первый канал потока флюида, ограниченный вдоль центрального осевого канала внутренней колонны гибких труб;
второй канал потока флюида, ограниченный в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб; и
третий канал потока флюида, ограниченный в радиальном направлении между наружной колонной гибких труб и стенкой ствола скважины,
причем рабочая жидкость для работы приводимого в действие потоком насоса подается в приводимый в действие потоком насос через первый канал потока флюида, а
смесь отработавшей рабочей жидкости и скважинного флюида течет через третий канал потока флюида или оба из второго и третьего каналов потока флюида.
6. Устройство для перекачки флюида по п. 5, отличающееся тем, что:
отработавшая рабочая жидкость течет через второй канал потока флюида и
скважинный флюид течет через третий канал потока флюида.
7. Способ откачки скважинного флюида из подземного местоположения в стволе скважины, включающий следующие этапы:
размещения в стволе скважины устройства для перекачки флюида, содержащего спускную колонну гибких труб с двойными стенками и приводимый в действие потоком насос, прикрепленный к спускной колонне гибких труб с двойными стенками, причем спускная колонна гибких труб с двойными стенками содержит внутреннюю колонну гибких труб и наружную колонну гибких труб;
подачи рабочей жидкости через первый канал потока флюида, который ограничен в радиальном направлении внутри внутренней колонны гибких труб, для работы приводимого в действие потоком насоса;
вытекание скважинного флюида из приводимого в действие потоком насоса через второй канал потока флюида, который ограничен в радиальном направлении между внутренней колонной гибких труб и наружной колонной гибких труб; и
вытекание отработавшей рабочей жидкости из приводимого в действие потоком насоса через третий канал потока флюида.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/488,923 | 2017-04-17 | ||
| US15/488,923 US10329887B2 (en) | 2015-03-02 | 2017-04-17 | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump |
| PCT/US2018/027553 WO2018194927A1 (en) | 2017-04-17 | 2018-04-13 | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2726704C1 true RU2726704C1 (ru) | 2020-07-15 |
Family
ID=63856854
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019134871A RU2726704C1 (ru) | 2017-04-17 | 2018-04-13 | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP3612713B1 (ru) |
| CN (1) | CN110537001B (ru) |
| AU (1) | AU2018255209B2 (ru) |
| CA (1) | CA3060000C (ru) |
| CO (1) | CO2019012358A2 (ru) |
| RU (1) | RU2726704C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018194927A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113969887A (zh) * | 2021-10-26 | 2022-01-25 | 河海大学 | 一种流体驱动的泵装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2322570C2 (ru) * | 2005-03-29 | 2008-04-20 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (РУП "Производственное объединение "Белоруснефть") | Способ и устройство для добычи нефти |
| US20100051282A1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic Pump System for Deliquifying Low Rate Gas Wells |
| WO2011127305A1 (en) * | 2010-04-07 | 2011-10-13 | David Randolph Smith | Submersible hydraulic artificial lift systems and methods of operating same |
| RU2550842C1 (ru) * | 2014-06-02 | 2015-05-20 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001073261A2 (en) * | 2000-03-27 | 2001-10-04 | Rockwater Limited | Riser with retrievable internal services |
| US20030196797A1 (en) * | 2002-04-22 | 2003-10-23 | Crawford James B. | Coiled tubing having multiple strings of smaller tubing embedded therein |
| US20050274527A1 (en) * | 2004-04-05 | 2005-12-15 | Misselbrook John G | Apparatus and method for dewatering low pressure gradient gas wells |
| GB2413600A (en) * | 2004-04-30 | 2005-11-02 | Leslie Eric Jordan | Hydraulically powered borehole pump |
| US20110061873A1 (en) * | 2008-02-22 | 2011-03-17 | Conocophillips Company | Hydraulically Driven Downhole Pump Using Multi-Channel Coiled Tubing |
| US8276658B2 (en) * | 2009-01-30 | 2012-10-02 | Conocophillips Company | Multi-channel, combination coiled tubing strings for hydraulically driven downhole pump |
| US20130022480A1 (en) * | 2011-07-18 | 2013-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Mechanical-Hydraulic Pumping System |
| CN104141463B (zh) * | 2013-05-07 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 同心双层连续油管拖动喷射泵水平井负压排砂装置及方法 |
| US10246954B2 (en) * | 2015-01-13 | 2019-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling apparatus and methods for reducing circulation loss |
| US20160258231A1 (en) * | 2015-03-02 | 2016-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Dual-Walled Coiled Tubing Deployed Pump |
-
2018
- 2018-04-13 AU AU2018255209A patent/AU2018255209B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2018-04-13 RU RU2019134871A patent/RU2726704C1/ru active
- 2018-04-13 EP EP18788267.5A patent/EP3612713B1/en active Active
- 2018-04-13 CA CA3060000A patent/CA3060000C/en active Active
- 2018-04-13 CN CN201880023803.5A patent/CN110537001B/zh active Active
- 2018-04-13 WO PCT/US2018/027553 patent/WO2018194927A1/en unknown
-
2019
- 2019-11-01 CO CONC2019/0012358A patent/CO2019012358A2/es unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2322570C2 (ru) * | 2005-03-29 | 2008-04-20 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (РУП "Производственное объединение "Белоруснефть") | Способ и устройство для добычи нефти |
| US20100051282A1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic Pump System for Deliquifying Low Rate Gas Wells |
| WO2011127305A1 (en) * | 2010-04-07 | 2011-10-13 | David Randolph Smith | Submersible hydraulic artificial lift systems and methods of operating same |
| RU2550842C1 (ru) * | 2014-06-02 | 2015-05-20 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018194927A1 (en) | 2018-10-25 |
| CA3060000C (en) | 2022-07-05 |
| EP3612713A1 (en) | 2020-02-26 |
| EP3612713B1 (en) | 2023-07-26 |
| CN110537001A (zh) | 2019-12-03 |
| CN110537001B (zh) | 2022-04-19 |
| CO2019012358A2 (es) | 2020-02-28 |
| AU2018255209A1 (en) | 2019-11-21 |
| EP3612713A4 (en) | 2020-09-16 |
| AU2018255209B2 (en) | 2020-09-17 |
| BR112019019815A2 (pt) | 2020-04-22 |
| CA3060000A1 (en) | 2018-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6568475B1 (en) | Isolation container for a downhole electric pump | |
| US10378322B2 (en) | Prevention of gas accumulation above ESP intake with inverted shroud | |
| US5979559A (en) | Apparatus and method for producing a gravity separated well | |
| US7896079B2 (en) | System and method for injection into a well zone | |
| US7736133B2 (en) | Capsule for two downhole pump modules | |
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| US7207381B2 (en) | Downhole pump driven by injection water | |
| GB2443327A (en) | Inverted electrical pump completion to maintain fluid segregation and ensure motor cooling in dual-stream well | |
| US5842520A (en) | Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps | |
| US6138765A (en) | Packer assembly for use in a submergible pumping system | |
| RU2726704C1 (ru) | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом | |
| US20070000670A1 (en) | Method and apparatus for installing strings of coiled tubing | |
| WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump | |
| RU2691423C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин | |
| US20180073314A1 (en) | Mud lift drilling system using ejector assembly in mud return line | |
| US10329887B2 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| RU2713290C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| US6076599A (en) | Methods using dual acting pumps or dual pumps to achieve core annular flow in producing wells | |
| RU2737805C1 (ru) | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором | |
| US11492880B2 (en) | Gas operated, retrievable well pump for assisting gas lift | |
| RU2730152C1 (ru) | Устройство для доставки реагента в скважину | |
| US11933123B2 (en) | Anchoring a progressive cavity pump in a wellbore | |
| BR112019019815B1 (pt) | Arranjo de bombeamento de fluido e método para bombear fluido de furo do poço | |
| RU2163661C2 (ru) | Установка для закачки жидкости в пласт | |
| WO2004081341A1 (en) | Downhole reversible pump |