RU2780982C1 - Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof - Google Patents
Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2780982C1 RU2780982C1 RU2021130120A RU2021130120A RU2780982C1 RU 2780982 C1 RU2780982 C1 RU 2780982C1 RU 2021130120 A RU2021130120 A RU 2021130120A RU 2021130120 A RU2021130120 A RU 2021130120A RU 2780982 C1 RU2780982 C1 RU 2780982C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- well
- pump
- valve
- ultrasonic emitter
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 110
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 14
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000002627 tracheal intubation Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000644 propagated Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 239000000047 product Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 description 2
- 230000001702 transmitter Effects 0.000 description 2
- 210000004915 Pus Anatomy 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000754 repressing Effects 0.000 description 1
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002459 sustained Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации добывающих фонтанных и механизированных скважин.The invention relates to the oil industry and can be used in the operation of production flowing and mechanized wells.
Известен способ и устройство освоения и эксплуатации скважин растворенного газа и монтажа установки для его реализации по патенту РФ № 2715008 (дата приоритета: 02.11.2018, дата публикации: 21.02.2020, Е 21 В 43/12). Способ включает накопление газа, выделяемого из газированного флюида, до перепускного давления, превышающего давление внутри насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом по меньшей мере одним акустическим излучателем осуществляют принудительное выделение газа из газированного флюида. Общими признаками с заявленным изобретением является использование акустического излучателя для интенсификации принудительного выделения газа из скважинной продукции.A known method and device for the development and operation of dissolved gas wells and the installation of an installation for its implementation according to the patent of the Russian Federation No. The method includes accumulating the gas released from the carbonated fluid up to a bypass pressure exceeding the pressure inside the tubing - tubing, while at least one acoustic emitter performs forced release of gas from the carbonated fluid. Common features with the claimed invention is the use of an acoustic emitter to intensify the forced release of gas from well production.
Недостатком технического решения по патенту РФ № 2715008 является невозможность обеспечения длительного режима фонтанирования скважин в связи с тем, что возбуждение режима фонтанирования обеспечивается только за счет акустического излучателя, расположенного в затрубном пространстве НКТ. Известный способ освоения и эксплуатации скважин имеет низкую эффективность, при этом способ не обеспечивает вызов притока скважинной продукции из пласта в скважину в случае превышения или равенства забойного давления над пластовым (Рзаб ≥ Рпл). Кроме того, данный способ не обеспечивает беспрерывный подъем скважинной продукции на дневную поверхность.The disadvantage of the technical solution according to the patent of the Russian Federation No. 2715008 is the impossibility of providing a long flowing mode of wells due to the fact that the excitation of the flowing mode is provided only by an acoustic emitter located in the annulus of the tubing. The known method of development and operation of wells has a low efficiency, while the method does not provide a call for the inflow of well production from the formation into the well in case of excess or equality of the bottomhole pressure over the reservoir (P zab ≥ P pl ). In addition, this method does not provide a continuous rise of well products to the surface.
Для вызова притока газонасыщенной нефти необходимо создать пусковое давление в скважине, обладающее запасом потенциальной энергии, однако расчеты показывают, что для скважин с глубиной спуска НКТ более 1500 метров пусковое давление в скважине может быть больше пластового давления, при этом создается репрессия на пласт и поглощение скважинной жидкости пластом.In order to induce the inflow of gas-saturated oil, it is necessary to create a starting pressure in the well, which has a reserve of potential energy, however, calculations show that for wells with a tubing depth of more than 1500 meters, the starting pressure in the well can be greater than the formation pressure, which creates a repression on the formation and absorption of the wellbore. formation fluid.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ акустического воздействия на поток жидкости в колонне НКТ с управлением посредством обратной связи по патенту РФ № 2721614 (дата приоритета: 16.11.2018, дата публикации: 21.05.2020, Е 21 В 28/00, Е 21 В 43/25, Е 21 В 47/00). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с погружной насосной установкой и акустическим излучателем на заданную длину. При этом акустический излучатель спускают в колонну НКТ на грузонесущем геофизическом кабеле и размещают выше погружной насосной установки. Также фиксируют до спуска установки в скважину устьевое и затрубное давление, дебит скважины, температуру продукции. В процессе ультразвукового воздействия фиксируют частоту излучений, изменение параметров давления и температуры в месте установки акустического излучателя. После чего регулируют параметры излучения генератором на основании данных, полученных посредством обратной связи, с возможностью контроля процесса разгазирования и определяют оптимальную глубину спуска акустического излучателя. При этом в корпус акустического излучателя встроена термоманометрическая система с датчиками вибрации с возможностью подбора оптимальных параметров и глубины спуска акустического излучателя индивидуально для каждой скважины для обеспечения резонанса. Общими признаками известного по патенту РФ № 2721614 изобретения и заявленного является наличие акустического излучателя, помещенного внутрь НКТ, а также наличие насоса, установленного на НКT ниже акустического излучателя.Closest to the claimed invention is a method of acoustic influence on the fluid flow in the tubing string with feedback control according to the patent of the Russian Federation No. 43/25, E 21 B 47/00). The method includes lowering a tubing string with a submersible pumping unit and an acoustic emitter to a predetermined length into the well. In this case, the acoustic emitter is lowered into the tubing string on a load-carrying geophysical cable and placed above the submersible pumping unit. Wellhead and annular pressure, well flow rate, product temperature are also recorded before the installation is lowered into the well. In the process of ultrasonic exposure, the frequency of radiation, the change in pressure and temperature parameters at the installation site of the acoustic emitter are recorded. After that, the radiation parameters are adjusted by the generator based on the data obtained by means of feedback, with the possibility of controlling the degassing process, and the optimal depth of the descent of the acoustic emitter is determined. At the same time, a thermomanometric system with vibration sensors is built into the body of the acoustic emitter with the possibility of selecting the optimal parameters and depth of descent of the acoustic emitter individually for each well to ensure resonance. The common features of the invention known according to RF patent No. 2721614 and the claimed one are the presence of an acoustic emitter placed inside the tubing, as well as the presence of a pump installed on the tubing below the acoustic emitter.
Известный по патенту РФ № 2721614 способ имеет ограниченные функциональные возможности, т.к. не учитывается сепарационный эффект у приема погружного оборудования, в процессе эксплуатации добывающей скважины коэффициент сепарации может изменяться от 0,3 до 0,9, в зависимости от условий эксплуатации, следовательно, большая часть свободного газа сепарируется в затрубное пространство и бесполезно барботирует через неподвижный столб жидкости. Низкая эффективность известного способа объясняется также тем, что в случае создания условия фонтанирования у приема погружного электроцентробежного насоса, наступает режим естественной сепарации, как следствие, скважинная продукция фонтанирует по затрубному пространству, при этом акустическое воздействие на газожидкостную смесь в НКТ будет бесполезным, т.к. в процессе фонтанирования основной части скважинной продукции по затрубному пространству, жидкость в НКТ будет неподвижна из-за малого количества свободного газа выделяемого из нефти и высокой плотности (скважинная продукция не будет поступать в НКТ из-за высоких значений гидравлических сопротивлений в каналах центробежного насоса и наступлении режима искусственной кавитации вследствие периодического прорыва свободного газа на прием центробежного насоса).Known according to RF patent No. 2721614, the method has limited functionality, because the separation effect at the reception of submersible equipment is not taken into account, during the operation of a production well, the separation factor can vary from 0.3 to 0.9, depending on the operating conditions, therefore, most of the free gas is separated into the annulus and bubbling uselessly through a stationary liquid column . The low efficiency of the known method is also explained by the fact that if a flowing condition is created at the intake of the submersible electric submersible pump, the natural separation mode sets in, as a result, the well production flows through the annulus, while the acoustic effect on the gas-liquid mixture in the tubing will be useless, because . in the process of flowing the main part of well products through the annulus, the fluid in the tubing will be immobile due to the small amount of free gas released from oil and high density (well products will not enter the tubing due to high hydraulic resistance values in the channels of the centrifugal pump and the onset artificial cavitation due to periodic breakthrough of free gas to the intake of a centrifugal pump).
Задачей заявленного технического решения является повышение эффективности добычи углеводородов и расширение области применения способа, устройства и набора для добычи нефти по сравнению с известными изобретениями.The objective of the claimed technical solution is to increase the efficiency of hydrocarbon production and expand the scope of the method, device and set for oil production in comparison with known inventions.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи скважинной продукции и расширение области применения способа и устройства за счет того, что может быть осуществлено использование при различном газосодержании скважинной продукции, в т.ч. при недостаточном газосодержании для обеспечения режима фонтанирования, обеспечение продления режима фонтанирования скважин, путем ликвидации метастабильного состояния за счет раннего разгазирования ультразвуковым воздействием, за счет поддержания оптимальной структуры газожидкостной смеси при направленном акустическом воздействии на поток и его регулировании клапаном и насосом, а также обеспечение беспрерывного потока скважинной продукции в случае прекращения режима фонтанирования или повышения обводненности добываемой продукции при переключении режимов работы с использованием ультразвуковой установки и/или насоса с обеспечением высокого уровня дебита скважинной продукции на любых режимах добычи углеводородов.The technical result of the invention is to increase the efficiency of production of well products and expand the scope of the method and device due to the fact that it can be used at different gas content of well products, incl. in case of insufficient gas content to ensure the flowing mode, ensuring the extension of the flowing mode of wells, by eliminating the metastable state due to early degassing by ultrasonic action, by maintaining the optimal structure of the gas-liquid mixture with directed acoustic action on the flow and its regulation by a valve and a pump, as well as ensuring a continuous flow well production in the event of a cessation of the flowing mode or an increase in the water cut of the produced product when switching operating modes using an ultrasonic unit and/or a pump to ensure a high level of well product flow rate in any hydrocarbon production modes.
Технический результат достигается за счет того, что способ добычи нефти включаетThe technical result is achieved due to the fact that the method of oil production includes
подъем скважинной продукции по скважине, при которомlift of well production along the well, in which
- осуществляется распространение акустических волн в насосно-компрессорной трубе (НКТ) с помощью ультразвукового излучателя и разгазирование скважинной продукции,- propagation of acoustic waves in the tubing (tubing) is carried out using an ultrasonic emitter and degassing of well products,
- при прекращении добычи скважинной продукции в режиме фонтанирования дополнительно осуществляется подъем скважинной продукции с помощью насоса, установленного на НКТ ниже ультразвукового излучателя, и клапана, размещённого в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя, и содержащего центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше места установки клапана,- when well production is stopped in the flowing mode, well production is additionally lifted using a pump installed on the tubing below the ultrasonic emitter, and a valve located in the tubing above the pump, but below the ultrasonic emitter, and containing a central channel connecting the zones of the tubing tubing below and above the valve installation site, and a side channel connecting the tubing annulus with the tubing inline space above the valve installation site,
- причем при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.- moreover, when the pump is running, the central channel of the valve opens, and when the pump is turned off, the central channel of the valve closes and the side channel of the valve opens.
При осуществлении способа НКТ заполняются газонасыщенной скважинной продукцией (нефтью или водонефтяной смесью с полностью или частично растворенным нефтяным газом – газожидкостной смеси). При снижении газонасыщенности обеспечивается беспрерывный подъем скважинной продукции по НКТ дополнительно с помощью работы насоса. Применение клапана с двумя каналами обеспечивает эффективное переключение работы устройства с одного режима (использования ультразвукового (акустического) излучателя) на режим эксплуатации насоса, а также обеспечивает возможность добычи нефти при смешанном режиме, при котором используется ультразвуковой излучатель и насос одновременно, но при этом насос работает с меньшей производительностью. Причем при смешанном режиме не снижается суммарная производительность (дебит) скважины.When implementing the method, tubing is filled with gas-saturated well products (oil or water-oil mixture with completely or partially dissolved petroleum gas - gas-liquid mixture). With a decrease in gas saturation, a continuous rise of well production along the tubing is provided additionally with the help of the pump. The use of a valve with two channels ensures efficient switching of the operation of the device from one mode (use of an ultrasonic (acoustic) emitter) to the pump operation mode, and also provides the possibility of oil production in a mixed mode, in which an ultrasonic emitter and a pump are used simultaneously, but the pump is running with less performance. Moreover, in mixed mode, the total productivity (flow rate) of the well does not decrease.
Повышение эффективности достигается тем, что максимально используется выделившийся из нефти газ, в процессе естественного разгазирования (дегазации), а также обеспечивается дополнительное акустическое разгазирование нефти в НКТ за счет комплексного воздействия на частично или полностью насыщенную газом нефть, путем прохождения скважинной продукции через зону, в которой расположен ультразвуковой излучатель высокой частоты (20-60 кГц), влияние которого приводит к смещению точки разгазирования. При этом увеличивается объем свободного газа и давление насыщения нефти газом, что приводит к локальному и значительному снижению градиента давления, интенсивному выделению свободного газа и формированию благоприятной структуры газожидкостной смеси для ее подъёма на дневную поверхность с минимальными энергетическими затратами. В случае прекращения стабильного режима фонтанирования обеспечивается поддержание потока продукции без задержек во времени за счет использования насоса на необходимом производительном уровне, достаточном для поддержания подъема потока скважинной продукции установленного дебита.The increase in efficiency is achieved by the fact that the gas released from the oil is used to the maximum in the process of natural degassing (degassing), and additional acoustic degassing of oil in the tubing is ensured due to the complex effect on partially or completely gas-saturated oil, by passing well production through the zone, in which the ultrasonic emitter of high frequency (20-60 kHz) is located, the influence of which leads to a shift in the degassing point. At the same time, the volume of free gas and the saturation pressure of oil with gas increase, which leads to a local and significant decrease in the pressure gradient, intensive release of free gas and the formation of a favorable structure of the gas-liquid mixture for its ascent to the daylight surface with minimal energy costs. In case of termination of the stable flowing regime, the production flow is maintained without time delays due to the use of the pump at the required production level, sufficient to maintain the rise in the well production flow of the established flow rate.
При реализации способа может осуществляться поддержание подъема скважинной продукции на необходимом уровне дополнительно с помощью элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающего проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора. При этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора. При использовании элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции дополнительно повышается достижение технического результата, т.к. обеспечивается повышение скорости прохождения жидкости через элемент особой конструкции (имеющий конфузор и диффузор). Таким образом, при уменьшении диаметра элемента, обеспечивается резкое увеличение скорости потока жидкости, что повышает подъемную силу скважинной продукции (флюида) вдоль НКТ. Кроме особой конструкции элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, при которой обеспечивается увеличение скорости прохождения продукции по НКТ, за счет установки ультразвукового излучателя внутри конфузора обеспечивается направленное воздействие акустических волн и активное разгазирование определенного объема жидкой продукции, размещенной в конфузоре. Далее данный объем жидкости, который обеспечен максимальным воздействие акустических волн, также понимает весть столб продукции вдоль НКТ с большей скоростью.When implementing the method, the rise of well production can be maintained at the required level additionally with the help of an element for eliminating the metastable state of well production, including a flow body consisting of a confuser and a diffuser. At the same time, the element for eliminating the metastable state of well production is installed in the tubing in such a way that the ultrasonic emitter is located inside the confuser with a gap between the outer surface of the ultrasonic emitter and the inner surface of the confuser. When using the element to eliminate the metastable state of well production, the achievement of the technical result is further increased, because an increase in the rate of passage of liquid through an element of a special design (having a confuser and a diffuser) is provided. Thus, with a decrease in the diameter of the element, a sharp increase in the fluid flow rate is provided, which increases the lifting force of the well production (fluid) along the tubing. In addition to the special design of the element for eliminating the metastable state of well products, which ensures an increase in the speed of the product passing through the tubing, by installing an ultrasonic emitter inside the confuser, a directed effect of acoustic waves and active degassing of a certain volume of liquid products placed in the confuser is ensured. Further, this volume of fluid, which is provided with the maximum impact of acoustic waves, also understands the entire production column along the tubing at a higher speed.
Расчет геометрических параметров конфузора и диффузора осуществляется по законам трубной гидравлики и зависит от свойств добываемой среды [Flow of Fluids Through Valves, Fittings, and Pipe», Technical Paper 410, Crane Co., New York City (1981)].The calculation of the geometric parameters of the confuser and diffuser is carried out according to the laws of pipe hydraulics and depends on the properties of the produced medium [Flow of Fluids Through Valves, Fittings, and Pipe", Technical Paper 410, Crane Co., New York City (1981)].
Для условий добычи однородной газонасыщенной жидкости с полностью растворенным газом используется уравнение расчета расхода потока жидкости, поступающего в элемент для ликвидации метастабильного состояния:For the production conditions of a homogeneous gas-saturated liquid with a completely dissolved gas, the equation for calculating the flow rate of the liquid flowing into the element to eliminate the metastable state is used:
q – расход потока жидкости через элемент для ликвидации метастабильного состояния, м3/сут;q is the flow rate of the liquid through the element to eliminate the metastable state, m 3 /day;
С – коэффициент потока для жидкости, поступающей в элемент для ликвидации метастабильного состояния, определяется по графику на фиг. 9, где d1, d2 – диаметры патрубков соответственно на входе и на выходе элемента для ликвидации метастабильного состояния, мм;C is the flow coefficient for the fluid entering the element to eliminate the metastable state, is determined from the graph in Fig. 9, where d 1 , d 2 are the diameters of the nozzles, respectively, at the inlet and outlet of the element to eliminate the metastable state, mm;
di – минимальный диаметр в сечении между конфузором и диффузором элемента для ликвидации метастабильного состояния, мм;d i is the minimum diameter in the cross section between the confuser and the diffuser of the element to eliminate the metastable state, mm;
Таким образом, минимальный диаметр элемента для ликвидации метастабильного состояния (di) в сечении между конфузором и диффузором определяется по уравнению:Thus, the minimum diameter of the element to eliminate the metastable state (d i ) in the cross section between the confuser and the diffuser is determined by the equation:
di = 
Для условий добычи многофазной газожидкостной смеси с частично растворенным и свободным газом уравнение расчета минимальной площади (f) поперечного сечения контакта конфузора и диффузора:For the conditions of production of a multi-phase gas-liquid mixture with partially dissolved and free gas, the equation for calculating the minimum area (f) of the cross-sectional contact of the confuser and diffuser is:
гдеwhere
Частота ультразвукового воздействия с помощью ультразвукового излучателя может находиться в диапазоне 20÷60 кГц.The frequency of ultrasonic exposure using an ultrasonic emitter can be in the range of 20÷60 kHz.
При реализации способа на забое скважины дополнительно может обеспечиваться давление для скважинной продукции, меньшее, чем давление насыщения нефти газом.When implementing the method at the bottom of the well, pressure for well production can additionally be provided, which is less than the saturation pressure of oil with gas.
При реализации способа дополнительно может подаваться пенообразователь во внутритрубное пространство НКТ.When implementing the method, a foaming agent can additionally be supplied to the in-line space of the tubing.
При реализации способа в качестве пенообразователя могут использовать фторсинтетический пенообразователь, например, водный раствор фторсинтетического пенообразователя с концентрацией 0,5 - 6 % масс. Подача пенообразователя для формирования устойчивой газожидкостной смеси осуществляется для нефтей с низкими пенообразующими свойствами (для нефтей со средними и высокими пенообразующими свойствами dкр ˃ 65 мм пенообразователь применять не рекомендуется).When implementing the method, a fluorosynthetic foaming agent can be used as a foaming agent, for example, an aqueous solution of a fluorosynthetic foaming agent with a concentration of 0.5 - 6% by weight. The supply of a foaming agent to form a stable gas-liquid mixture is carried out for oils with low foaming properties (for oils with medium and high foaming properties d cr ˃ 65 mm, the foaming agent is not recommended).
При реализации способа в качестве насоса может применяться электроцентробежный насос.When implementing the method, an electric centrifugal pump can be used as a pump.
Технический результат достигается за счет того, что устройство для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу (НКТ) и размещённые на ней:The technical result is achieved due to the fact that the device for oil production contains a tubing and placed on it:
ультразвуковой излучатель,ultrasonic transducer,
насос, установленный на НКТ ниже ультразвукового излучателя;a pump installed on the tubing below the ultrasonic emitter;
клапан, размещённый в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя,a valve located in the tubing above the pump, but below the ultrasonic emitter,
причём клапан содержит центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НКТ выше установки клапана,moreover, the valve contains a central channel connecting the zones of the tubing intubation space below and above the valve installation site, and a side channel connecting the tubing annulus with the tubing inline space above the valve installation,
при этом клапан выполнен таким образом, что при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.at the same time, the valve is designed in such a way that when the pump is operating, the central channel of the valve opens, and when the pump is turned off, the central channel of the valve closes and the side channel of the valve opens.
Устройство дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающий проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.The device may additionally contain an element for eliminating the metastable state of well production, including a flow body consisting of a confuser and a diffuser, while the element for eliminating the metastable state of well production is installed in the tubing in such a way that the ultrasonic emitter is located inside the confuser with a gap between the outer surface of the ultrasonic emitter and the inner surface of the confuser.
Ультразвуковой излучатель устройства может быть выполнен с возможностью работы в диапазоне 20÷60 кГц.The ultrasonic emitter of the device can be configured to operate in the range of 20÷60 kHz.
Устройство для добычи нефти может дополнительно содержать резонатор, в котором размещен ультразвуковой излучатель.The oil recovery device may further comprise a resonator housing an ultrasonic emitter.
В качестве насоса может применяться электроцентробежный насос.An electric centrifugal pump can be used as a pump.
Питание электродвигателя насоса может подаваться при помощи многожильного электрокабеля.The pump motor can be powered by a multi-core electrical cable.
Многожильный электрокабель может быть подключен к станции управления, которая подключена к трансформатору, при этом станция управления и трансформатор расположены на поверхности.The multi-core electrical cable can be connected to a control station that is connected to a transformer, with the control station and transformer located on the surface.
Многожильный электрокабель может быть выполнен трехжильным.A multi-core electrical cable can be made three-core.
Питание ультразвукового излучателя может обеспечиваться с помощью кабеля от генератора, расположенного на поверхности.The ultrasonic transducer can be powered by a cable from a generator located on the surface.
Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать генератор, выполненный с возможностью соединения с ультразвуковым излучателем и управления ультразвуковым излучателем с помощью передачи электрического сигнала.The oil recovery device may further comprise a generator configured to be connected to the ultrasonic emitter and control the ultrasonic emitter by transmitting an electrical signal.
Для питания ультразвуковых преобразователей колебательных систем могут использоваться источники электрической энергии - генераторы, обеспечивающие преобразование энергии промышленной частоты (50 Гц) в энергию электрических колебаний ультразвуковой частоты для работы устройства.To power the ultrasonic transducers of oscillatory systems, sources of electrical energy can be used - generators that provide the conversion of industrial frequency energy (50 Hz) into the energy of ultrasonic frequency electrical oscillations for the operation of the device.
Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать трубку для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ, используемое с целью стабилизации мелкодисперсной газожидкостной смеси в процессе выделения микрозародышей газовых пузырьков в каналах ультразвукового излучателя (называемый также акустическая установка), причем трубка на поверхности может быть подключена к системе дозирования химических реагентов, состоящей, например, из рамы, дозировочного насоса, емкости с раствором пенообразователя, запорной арматуры, станции управления, датчиков давления и температуры.The oil recovery device may additionally contain a pipe for supplying a foaming agent into the tubing tubing, used to stabilize a finely dispersed gas-liquid mixture in the process of separating microseeds of gas bubbles in the channels of an ultrasonic emitter (also called an acoustic unit), and the pipe on the surface can be connected to a dosing system chemical reagents, consisting, for example, of a frame, a dosing pump, a container with a foam concentrate solution, shut-off valves, a control station, pressure and temperature sensors.
Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, состоящий из проточного корпуса, включающего конфузор и диффузор, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции установлен в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора, при этом трубка для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ соединена с конфузором элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.The device for oil production may additionally contain an element for eliminating the metastable state of well production, consisting of a flow body, including a confuser and a diffuser, while the element for eliminating the metastable state of well production is installed in the tubing in such a way that the ultrasonic emitter is located inside the confuser, while the tube to supply the foaming agent into the intrapipe space, the tubing is connected to the confuser of the element to eliminate the metastable state of the well production.
Трубка для подачи пенообразователя может быть выполнена с возможностью подключения к дозирующему устройству.The pipe for supplying the foaming agent can be configured to be connected to a dosing device.
Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено пакером с возможностью прокладки погружного многожильного электрокабеля. Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено пакером с возможностью прокладки трубки для подачи пенообразователя.The device for oil production can additionally be equipped with a packer with the possibility of laying a submersible multicore electric cable. The device for oil production can additionally be equipped with a packer with the possibility of laying a pipe for supplying a foaming agent.
Устройство для добычи нефти дополнительно может быть снабжено блоком телеметрии, включающим датчик давления и/или температуры, при этом блок телеметрии выполнен с возможностью передачи данных измерений в станцию управления.The oil recovery device can additionally be equipped with a telemetry unit including a pressure and/or temperature sensor, while the telemetry unit is configured to transmit measurement data to the control station.
Также технический результат достигается за счет того, что набор для добычи нефти содержит по меньшей мере ультразвуковой излучатель, выполненный с возможностью размещения в насосно-компрессорной трубе (НКТ),Also, the technical result is achieved due to the fact that the set for oil production contains at least an ultrasonic emitter, made with the possibility of placement in the tubing,
насос, выполненный с возможностью установки на НКТ ниже ультразвукового излучателя;a pump configured to be installed on the tubing below the ultrasonic emitter;
клапан, выполненный с возможностью размещения в НКТ выше насоса, но ниже ультразвукового излучателя,a valve that can be placed in the tubing above the pump, but below the ultrasonic emitter,
причём клапан содержит центральный канал, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ ниже и выше места установки клапана, и боковой канал, соединяющий затрубное пространство НКТ с внутритрубным пространством НТК выше установки клапана,moreover, the valve contains a central channel that connects the zones of the intubular space of the tubing below and above the valve installation site, and a side channel that connects the annular space of the tubing with the intubular space of the NTK above the valve installation,
при этом клапан выполнен таким образом, что при работе насоса открывается центральный канал клапана, а при выключении работы насоса закрывается центральный канал клапана и открывается боковой канал клапана.at the same time, the valve is designed in such a way that when the pump is operating, the central channel of the valve opens, and when the pump is turned off, the central channel of the valve closes and the side channel of the valve opens.
Набор для добычи нефти дополнительно может содержать элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции, включающий проточный корпус, состоящий из конфузора и диффузора, при этом элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции выполнен с возможностью установки в НКТ таким образом, что ультразвуковой излучатель расположен внутри конфузора с зазором между внешней поверхностью ультразвукового излучателя и внутренней поверхностью конфузора.The set for oil production may additionally contain an element for eliminating the metastable state of well production, including a flow body consisting of a confuser and a diffuser, while the element for eliminating the metastable state of well production is made with the possibility of installation in the tubing in such a way that the ultrasonic emitter is located inside the confuser with gap between the outer surface of the ultrasonic emitter and the inner surface of the confuser.
Ультразвуковой излучатель набора для добычи нефти может быть выполнен с возможностью работы в диапазоне 20÷60 кГц.The ultrasonic emitter of the set for oil production can be configured to operate in the range of 20÷60 kHz.
Набор для добычи нефти дополнительно может содержать резонатор, выполненный с возможностью размещения в нем ультразвукового излучателя.The oil recovery kit may further comprise a resonator configured to accommodate an ultrasonic emitter.
Набор для добычи нефти дополнительно может содержать трубку для подачи пенообразователя во внутритрубное пространство НКТ.The oil production kit may additionally contain a tube for supplying a foaming agent into the tubing tubing.
Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют повысить эффективность добычи нефти из скважин, в том числе обеспечить режим продления фонтанирования скважин, с сохранением технологической нормы добычи нефти; исключить риск фонтанирования по затрубному пространству скважины; повысить эффективность работы насоса в бессепарационном режиме; обеспечить переход на механизированный способ добычи (с использованием насоса), без проведения подземного ремонта скважины.The above distinctive features of the invention make it possible to increase the efficiency of oil production from wells, including providing a mode for extending the flow of wells, while maintaining the technological rate of oil production; eliminate the risk of flowing through the annulus of the well; increase the efficiency of the pump in the non-separation mode; ensure the transition to artificial lift (using a pump), without carrying out underground workover of the well.
Заявленное изобретение подтверждается следующими фигурами.The claimed invention is confirmed by the following figures.
Фиг. 1 – схема устройства для добычи нефти в скважине.Fig. 1 is a diagram of a device for oil production in a well.
Фиг. 2 – схема размещения ультразвукового излучателя и клапана в НКТ.Fig. 2 - layout of the ultrasonic emitter and valve in the tubing.
Фиг. 3 – схема размещения ультразвукового излучателя внутри конфузора элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.Fig. 3 - layout of the ultrasonic emitter inside the confuser of the element to eliminate the metastable state of well production.
Фиг. 4 – схема ультразвукового излучателя и элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.Fig. 4 is a diagram of an ultrasonic emitter and an element for eliminating the metastable state of well production.
Фиг. 5 – схема клапана.Fig. 5 - valve diagram.
Фиг. 6 – график перепада давления (градиент) по глубине в процессе стабильной работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) без использования заявленного изобретения.Fig. 6 is a graph of pressure drop (gradient) over depth during stable operation of an electric submersible pump (ESP) without using the claimed invention.
Фиг. 7 – градиент давления в скважине с использованием ультразвукового излучателя и периодической работой ЭЦН.Fig. 7 - pressure gradient in the well with the use of an ultrasonic emitter and periodic operation of the ESP.
Фиг. 8 – градиент давления в скважине с использованием ультразвукового излучателя, с элементом для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и периодической работой ЭЦН.Fig. 8 - pressure gradient in the well using an ultrasonic emitter, with an element for eliminating the metastable state of well production and periodic operation of the ESP.
Фиг. 9 – график определения коэффициента потока для жидкости, поступающей в элемент для ликвидации метастабильного состояния.Fig. 9 is a graph for determining the flow coefficient for the liquid entering the element to eliminate the metastable state.
Фиг. 10 – график определения скорости смеси для критического и докритического течения потока в элементах геометрического сужения, где р2/ р1, – отношение давления смеси на выходе к давлению смеси на входе элемента для ликвидации метастабильного состояния; β – объёмное – расходное газосодержание на входе элемента для ликвидации метастабильного состояния.Fig. 10 is a graph for determining the mixture velocity for critical and subcritical flow in elements of geometric constriction, where р 2 / р 1 , is the ratio of the mixture pressure at the outlet to the mixture pressure at the element inlet to eliminate the metastable state; β - volumetric - gas content at the element inlet to eliminate the metastable state.
Фиг. 11 – результаты определения оптимальных условий применения устройства с элементом для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции – зависимость минимального диаметра сечения элемента ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции.Fig. 11 - the results of determining the optimal conditions for the use of a device with an element for eliminating the metastable state of well production - the dependence of the minimum diameter of the section of the element for eliminating the metastable state of well production.
На фигурах обозначены:The figures show:
1 – насосно-компрессорная труба (НКТ);1 - tubing (tubing);
2 – ультразвуковой излучатель;2 - ultrasonic emitter;
3 – клапан;3 - valve;
4 – насос (электроцентробежный скважинный насос - ЭЦН);4 - pump (electric centrifugal borehole pump - ESP);
5 – центральный канал клапана;5 - the central channel of the valve;
6 – боковой канал клапана;6 - side channel of the valve;
7 – элемент для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции;7 – element for eliminating the metastable state of well production;
8 – нефтеносный пласт;8 – oil-bearing formation;
9 – скважина;9 - well;
10 – скважинная продукция;10 – well production;
11 – двигатель насоса;11 – pump motor;
12 – электрический кабель (многожильный кабель);12 - electric cable (multi-core cable);
13 – трубка для подачи пенообразователя/ПАВ (погружной геофизический кабель);13 – tube for supply of foam concentrate/surfactant (submersible geophysical cable);
14 – пакер;14 – packer;
15 – генератор (генератор ультразвуковых колебаний);15 - generator (generator of ultrasonic vibrations);
16 – станция управления;16 - control station;
17 – емкость с раствором ПАВ (пеноообразователя, поверхностно-активного вещества);17 - container with a solution of surfactant (foaming agent, surfactant);
18 – трансформатор;18 - transformer;
19 – конфузор;19 - confuser;
20 – диффузор.20 - diffuser.
Устройство (фиг. 1, фиг.2) для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу (НКТ) 1 и размещённые на ней: ультразвуковой излучатель 2, клапан 3, размещённый в НКТ ниже ультразвукового излучателя 2, а также насос 4, установленный на НКТ 1 и размещенный ниже клапана 3. Причём клапан 3, содержит центральный канал 5, соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ 1 ниже и выше места установки клапана 3, и боковой канал 6, соединяющий затрубное пространство НКТ 1 с внутритрубным пространством НКТ 1 выше клапана 3. При этом клапан 3 выполнен таким образом, что при работе насоса 4 открывается центральный канал 5 клапана 3, а при выключении насоса 4 закрывается центральный канал 5 клапана 3 и открывается боковой канал 6 клапана 3.The device (fig. 1, figure 2) for oil production contains a tubing (tubing) 1 and placed on it: an
Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать пакер 14 для разобщения затрубного пространства скважины.The oil recovery device may further comprise a
Устройство для добычи нефти дополнительно может содержать элемент 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции с интегрированной акустической установкой (фиг. 3, фиг. 4).The device for oil production may additionally contain an
Элемент 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции (фиг.4) может включать корпус, содержащий конфузор 19 и диффузор 20. При этом в полости конфузора 19 размещают ультразвуковой излучатель 2.
Также устройство дополнительно может содержать резонатор ультразвуковых волн (на фиг. не обозначено).Also, the device may additionally contain an ultrasonic wave resonator (not indicated in the figure).
Клапан (фиг. 5) состоит из центрального 5 и бокового 6 каналов. При этом конструкция каналов может быть выполнена таким образом, что центральный канал 5 клапана 3 содержит клетку центральной клапанной пары и размещенный в ней шар центрального канала, а боковой канал 6 клапана 3 содержит клетку клапанной пары бокового канала 6 и размещенный в ней шар бокового канала 6.The valve (Fig. 5) consists of a central 5 and 6 side channels. In this case, the design of the channels can be made in such a way that the
На графиках (фиг. 6, 7, 8) представлены градиенты давления в скважине.The graphs (Fig. 6, 7, 8) show pressure gradients in the well.
Для сравнения приведен график (фиг.6) перепада давления по глубине в процессе стабильной работы ЭЦН 4 без использования заявленного изобретения (т.е. без ультразвукового излучателя 2), гдеFor comparison, a graph (Fig.6) of the pressure drop over depth during stable operation of the
а – давление внутри НКТ, a - pressure inside the tubing,
б – давление в скважине (в затрубном пространстве НКТ), b - pressure in the well (in the annulus of the tubing),
в - перепад давления в насосе 4, при этом пунктирная линия показывает распределение давления в скважине 9 от приема насоса 4 до динамического уровня. c - pressure drop in the
На фиг. 7 представлен градиент давления в скважине 9 с использованием ультразвукового излучателя 2 и периодической работой ЭЦН 4, гдеIn FIG. 7 shows the pressure gradient in well 9 using
а’ – давление в НКТ с учетом работы ультразвукового излучателя, a' – pressure in the tubing, taking into account the operation of the ultrasonic emitter,
б’ – давление в скважине (в затрубном пространстве НКТ) в режиме фонтанирования, b' - pressure in the well (in the tubing annulus) in the flowing mode,
в’ – перепад давления в насосе 4, при этом пунктирная линия в’ показывает перепад давления, при котором будет обеспечен режим фонтанирования по затрубному пространству без учета работы ультразвукового излучателя 2. На фиг.7 видно, что перепад давлений для насоса 4 обеспечивается оптимальным как для работы скважины 9 в режиме фонтанирования, так и для плавного (без значительных перепадов по давлению) перехода на работу с использованием насоса. c' - pressure drop in
На фиг. 8 представлен градиент давления в скважине 9 с использованием ультразвукового излучателя 2 и с элементом 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и периодической работой ЭЦН 4, гдеIn FIG. 8 shows the pressure gradient in the
а’’ – давление в НКТ с учетом работы ультразвукового излучателя интегрированной и элемента для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции. На фиг. 8 также видно, что при использовании заявленного изобретения обеспечивается оптимальный перепад давления как для работы насоса 4, так и для обеспечения режима фонтанирования, что в целом приводит к бесперебойному (беспрерывному) подъему скважинной продукции по скважине 9. a'' – pressure in the tubing, taking into account the operation of the integrated ultrasonic emitter and the element for eliminating the metastable state of well production. In FIG. 8 also shows that when using the claimed invention, an optimal pressure drop is provided both for the operation of the
Перед спуском оборудования (ультразвукового излучателя 2 с или без элемента 7 для ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции) в скважину 9 осуществляется подбор глубины спуска по графикам распределения давления таким образом, чтобы обеспечить стабильный режим фонтанирования ультразвуковой излучатель 2 рекомендуется устанавливать на глубине Н и Н*.Before lowering the equipment (
При реализации способа добычи нефти осуществляется обеспечение подъема скважинной продукции по скважине 9 предпочтительно в беспрерывном режиме потока флюида. При этом осуществляется распространение акустических волн в НКТ 1 с помощью ультразвукового излучателя 2, осуществляется поддержание подъема скважинной продукции с помощью насоса 4, установленного на НКТ 1 ниже ультразвукового излучателя 2, и клапана 3, размещённого в НКТ 1 выше насоса 4, но ниже ультразвукового излучателя 2, и содержащего центральный канал 5 соединяющий зоны внутритрубного пространства НКТ 1 ниже и выше места установки клапана 3, и боковой канал 6, соединяющий затрубное пространство НКТ 1 с внутритрубным пространством НКТ 1 выше установки клапана 3. Причем при работе насоса 4 открывается центральный канал 5 клапана 3, а при выключении работы насоса 4 закрывается центральный канал 5 клапана 3 и открывается боковой канал 6 клапана 3.When implementing the method of oil production, it is ensured that the well production is lifted along the
Основные режимы работы установки приведены в Таблице 1.The main operating modes of the installation are shown in Table 1.
Газовый фактор – не более 1000 м3/ м3 Well flow rate - no more than 100 m 3 / day
GOR - no more than 1000 m 3 /
2. Обеспечение плавного вывода на режим вызова притока скважинной продукции.
3. Применение ультразвукового воздействия на завершающей стадии вызова притока при отклонении (снижении) среднего значения обводненности от проектного значения не более 20%.1. The ESP is in operation, the ultrasonic emitter is off.
2. Ensuring a smooth transition to the mode of calling the inflow of well production.
3. The use of ultrasonic treatment at the final stage of influx stimulation in case of deviation (reduction) of the average value of water cut from the design value by no more than 20%.
Газовый фактор – не более 3000 м3/ м3
Обводненность в режиме эксплуатации – не более 40-50% по объёму
Концентрация ПАВ – не более 0,05% от дебита скважиныWell flow rate - no more than 100 m 3 / day
GOR - no more than 3000 m 3 / m 3
Water cut in operation mode - no more than 40-50% by volume
Surfactant concentration - no more than 0.05% of the well flow
2. Настройка режима работы ультразвукового воздействия на максимальный дебит скважины и отключение ЭЦН при стабильном фонтанировании.1. After triggering the inflow by means of the ESP operation and the operation of the ultrasonic unit, ensuring that the flowing mode is reached.
2. Adjustment of the operating mode of ultrasonic treatment for the maximum flow rate of the well and shutdown of the ESP during stable flowing.
2. Газожидкостная смесь поступает по клапану
через боковой канал из скважины в НКТ, минуя ЭЦН.
3. Для обеспечения устойчивого фонтанирования может дополнительно дозироваться поверхностно-активное вещество (формирование и поддержание по длине подъёмника устойчивой структуры газожидкостной смеси)1. Ensuring a stable spouting mode when the ultrasonic unit is operating and the ESP is turned off.
2. The gas-liquid mixture enters through the valve
through the side channel from the well to the tubing, bypassing the ESP.
3. To ensure stable flowing, a surfactant can be additionally dosed (formation and maintenance of a stable structure of the gas-liquid mixture along the length of the lift)
Газовый фактор – не более 1000 м3/ м3
Обводненность в режиме эксплуатации –50-70% по объёму
Концентрация ПАВ – не более 0,05% от дебита скважиныWell flow rate - no more than 100 m 3 / day
GOR - no more than 1000 m 3 / m 3
Water cut in operation –50-70% by volume
Surfactant concentration - no more than 0.05% of the well flow
2. Настройка режима работы ЭЦН при помощи регулирования угловой скорости вращения вала двигателя, при одновременной настройке ультразвукового излучателя – поиск максимального дебита скважины.
3. Настройка энергоэффективного режима откачки при совместной работе ЭЦН и ультразвукового излучателя .1. Joint operation of the ultrasonic transducer and ESP at the onset of the operation mode with high costs to overcome friction losses with an increase in water cut.
2. Setting the ESP operation mode by controlling the angular speed of rotation of the motor shaft, while simultaneously adjusting the ultrasonic emitter - searching for the maximum flow rate of the well.
3. Setting up an energy-efficient pumping mode when the ESP and the ultrasonic emitter work together.
Газовый фактор – не более 1000 м3/ м3
Обводненность в режиме эксплуатации –свыше 70% по объёмуWell flow rate - no more than 100 m 3 / day
GOR - no more than 1000 m 3 / m 3
Water cut in operation – over 70% by
2. Добыча скважинной продукции осуществляется с помощью ЭЦН. 1. There is no ultrasonic impact.
2. Production of well products is carried out with the help of ESP.
Таблица 1 – Описание режимов работы устройстваTable 1 - Description of device operation modes
Минимальный диаметр (di) сечения элемента 7 ликвидации метастабильного состояния скважинной продукции и оптимальную глубину спуска ультразвукового излучателя 2 при условии, что вертикальная составляющая глубины скважины (Нскв) – 1910 м, пластовая температура – 37 °С, пластовое давление 12,1 МПа, коэффициент продуктивности скважины – 6 м3/сут*МПа, ожидаемый дебит скважины составляет 26 м3/сут, обводненность продукции 0%, давление насыщения 20 МПа, линейное давление – 2 МПа, плотность нефти в стандартных условиях 876 кг/м3, плотность воды – 1020 кг/м3, эффективный газовый фактор – 820 м3/м3, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,6 мПа*с, диаметр НКТ – 73 мм рассчитывается следующим образом.The minimum diameter (d i ) of the section of the
В первом приближении определяется глубина спуска ультразвукового излучателя 2 в соответствии с условиями:In the first approximation, the depth of descent of the
Рзаб > Рнас, при этом Нсп можно определить по следующей зависимости:R zab > R us , while N cn can be determined from the following relationship:
Рзаб ≤ Рнас, значит с целью максимизации использования энергии выделяющегося из жидкости газ:R zab ≤ R us , which means that in order to maximize the use of energy of the gas released from the liquid:
Р з аб – забойное давление в скважине, МПа; Rz ab - bottomhole pressure in the well, MPa;
P нас – давление насыщение нефти газом, МПа; Pus is the saturation pressure of oil with gas, MPa;
Н сп – вертикальная составляющая глубины спуска устройства в скважину, м; H cn - vertical component of the depth of the descent of the device into the well, m;
Н скв – вертикальная составляющая глубины скважины, м; Н well – vertical component of well depth, m;
Если ожидаемый дебит скважины составляет 26 м3/сут, то определяем забойное давление в скважине по уравнению Вогеля:If the expected well flow rate is 26 m 3 /day, then we determine the bottom hole pressure in the well using the Vogel equation:
После подстановки данных в формулу (3) получаем, что Рзаб = 6,7 МПа, т.к. Рзаб ≤ Рнас, значит вертикальная составляющая глубины спуска ультразвукового излучателя 2 определяется по формуле (2) и равна вертикальной составляющей глубины скважины – 1910 м.After substituting the data into formula (3), we obtain that Rzab = 6.7 MPa, because Р zab ≤ Р us, so the vertical component of the
Рассчитаем объемное расходное газосодержание на забое скважины с учетом термобарических условий:Calculate the volumetric gas content at the bottom of the well, taking into account the thermobaric conditions:
Методом интерполяции на графике фиг. 10 определяем кривую, которая находится между кривыми, соответствующими 
Итерационным методом определяем диаметр минимального сечения элемента 7, при его наличии и при фиксированной глубине спуска ультразукового излучателя 2, таким образом, чтобы соотношение давлений p2/p1 (фиг. 10) соответствовало условию распределения давления в НКТ: p2 = Ру, при этом p1 = Рзаб.Using an iterative method, we determine the diameter of the minimum section of
Результат итерационного расчета размера минимального диаметра элемента 7 представлен на фиг 11. В диапазоне от 6 до 16 мм возможно применение устройства при фиксированной глубине спуска 1910 м, при этом диапазон изменения давления на устье составляет 0,2 – 3,2 МПа, дебит скважины при этом не уменьшится. В соответствии с условием примера линейное давление – 2МПа, значит значение диаметра 6,5 мм обеспечивает постоянство дебита скважины – 27 м3/сут.The result of the iterative calculation of the size of the minimum diameter of
Таким образом, заявленный способ, устройство и набор обеспечивают повышение эффективности добычи углеводородов и расширение области применения способа, устройства и набора для добычи нефти по сравнению с известными изобретениями. Кроме того, обеспечивается повышение эффективности добычи скважинной продукции и продление режима фонтанирования скважин, путем ликвидации метастабильного состояния за счет раннего разгазирования ультразвуковым воздействием, за счет поддержания оптимальной структуры газожидкостной смеси при направленном акустическом воздействии на поток и регулировании клапаном и насосом, а также обеспечение беспрерывного потока скважинной продукции в случае прекращения режима фонтанирования или повышения обводненности добываемой продукции при переключении режимов работы с использованием насоса и/или ультразвуковой установки и обеспечение высокого уровня дебита скважинной продукции на любых режимах добычи углеводородов.Thus, the claimed method, device and kit provide an increase in the efficiency of hydrocarbon production and expand the scope of the method, device and kit for oil production in comparison with known inventions. In addition, it provides an increase in the efficiency of production of well products and an extension of the flowing regime of wells, by eliminating the metastable state due to early degassing by ultrasonic action, by maintaining the optimal structure of the gas-liquid mixture with directional acoustic action on the flow and regulation by a valve and a pump, as well as ensuring a continuous flow well production in the event of a cessation of the flowing mode or an increase in the water cut of the produced production when switching operating modes using a pump and/or ultrasonic unit and ensuring a high level of production rate of well production in any hydrocarbon production modes.
Claims (38)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2022/050325 WO2023063854A1 (en) | 2021-10-15 | 2022-10-12 | Oil production method and device for implementing same |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2780982C1 true RU2780982C1 (en) | 2022-10-04 |
Family
ID=
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060364C1 (en) * | 1992-12-30 | 1996-05-20 | Государственное предприятие "Ямбурггаздобыча" | Well-type self-controlled gas-hydrodynamic emitter- disperser |
| RU2105133C1 (en) * | 1993-07-19 | 1998-02-20 | Ефим Шмулевич Статников | Method for preventing deposition of paraffins |
| RU2188342C1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-08-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operation of well jet plant at testing and completion of wells, and well jet plant |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| WO2005090746A1 (en) * | 2004-03-19 | 2005-09-29 | Klamath Falls, Inc. | Method for intensification of high-viscosity oil production and apparatus for its implementation |
| RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2513896C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Method of dual operation of two strata with one well |
| RU2576729C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-10 | Андрей Сергеевич Казанцев | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
| RU2630012C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-05 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Илмасоник-Наука" | Method and for ultrasonic intensification of oil production and device for its implementation |
| RU2721614C2 (en) * | 2018-11-16 | 2020-05-21 | Публичное Акционерное Общество "Славнефть-Мегионнефтегаз"(ПАО "СН-МНГ") | Method of acoustic action on flow of liquid in tubing string with feedback control |
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060364C1 (en) * | 1992-12-30 | 1996-05-20 | Государственное предприятие "Ямбурггаздобыча" | Well-type self-controlled gas-hydrodynamic emitter- disperser |
| RU2105133C1 (en) * | 1993-07-19 | 1998-02-20 | Ефим Шмулевич Статников | Method for preventing deposition of paraffins |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| RU2188342C1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-08-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operation of well jet plant at testing and completion of wells, and well jet plant |
| WO2005090746A1 (en) * | 2004-03-19 | 2005-09-29 | Klamath Falls, Inc. | Method for intensification of high-viscosity oil production and apparatus for its implementation |
| RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2513896C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Method of dual operation of two strata with one well |
| RU2576729C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-10 | Андрей Сергеевич Казанцев | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
| RU2630012C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-05 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Илмасоник-Наука" | Method and for ultrasonic intensification of oil production and device for its implementation |
| RU2721614C2 (en) * | 2018-11-16 | 2020-05-21 | Публичное Акционерное Общество "Славнефть-Мегионнефтегаз"(ПАО "СН-МНГ") | Method of acoustic action on flow of liquid in tubing string with feedback control |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111512017B (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| EP1298280B1 (en) | Fracturing with downhole foam mixing | |
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| US5335732A (en) | Oil recovery combined with injection of produced water | |
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| US3863717A (en) | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation | |
| US6702028B1 (en) | Apparatus and method for producing oil and gas | |
| CN108119074A (en) | Self feed back two-phase system drilling fluid mixed system and the method for mixing drilling fluid | |
| RU2780982C1 (en) | Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof | |
| RU2347889C2 (en) | Fluid maintenance or decrease method and mechanism used in gas well bottom holes | |
| GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2605571C1 (en) | Garipov method for intensification of oil extraction and apparatus therefor | |
| WO2023063854A1 (en) | Oil production method and device for implementing same | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2175718C2 (en) | Equipment to treat face zone of pool and hydrodynamic generator of flow rate variations for it | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
| US11649704B2 (en) | Processes and systems for injection of a liquid and gas mixture into a well | |
| US10526879B2 (en) | Injection rate tuning for oilfield operations | |
| RU2775319C1 (en) | Well cementing method under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
| RU2736429C1 (en) | Cementing method of well | |
| RU2485299C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation | |
| RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells |