RU2812377C1 - Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor - Google Patents
Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812377C1 RU2812377C1 RU2023120564A RU2023120564A RU2812377C1 RU 2812377 C1 RU2812377 C1 RU 2812377C1 RU 2023120564 A RU2023120564 A RU 2023120564A RU 2023120564 A RU2023120564 A RU 2023120564A RU 2812377 C1 RU2812377 C1 RU 2812377C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- string
- pump
- tubing
- pumping
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000012388 gravitational sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности при добыче нефти штанговыми насосными установками из высокодебитных скважин, эксплуатация которых осложнена высоким газовым фактором.The device is intended for use in the oil industry, in particular when extracting oil using sucker rod pumping units from high-yield wells, the operation of which is complicated by a high gas factor.
Известна скважинная штанговая насосная установка (И.Т. Мищенко «Скважинная добыча нефти» М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 588), состоящая из привода, колонны насосных штанг, глубинного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, газопесочного якоря с контейнером из НКТ. При работе скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, жидкость поступает в газопесочный якорь, в котором за счет изменения скоростей потока происходит гравитационное осаждение механических примесей и всплытие пузырьков газа.A well-known downhole rod pumping unit (I.T. Mishchenko “Borehole oil production” M., “Oil and Gas” Russian State University of Oil and Gas named after I.M. Gubkin, 2003, p. 588), consisting of a drive, a string of sucker rods , deep-well pump, tubing string, gas-sand anchor with tubing container. When a well pump is operated, driven by a drive through a string of sucker rods, the liquid enters the gas-sand anchor, in which, due to changes in flow rates, gravitational sedimentation of mechanical impurities and the ascent of gas bubbles occurs.
Недостатком данной установки является недостаточная эффективность для скважин с большим дебитом жидкости (более 20 м3/сут) из-за низкой площади кольцевого пространства, в котором происходит сепарация газа, т.е. из-за высокой скорости потока газ не успевает всплывать и увлекается в насос, что приводит к снижению коэффициента наполнения и подачи насоса, КПД установки.The disadvantage of this installation is its insufficient efficiency for wells with high liquid flow rates (more than 20 m 3 /day) due to the low area of the annular space in which gas separation occurs, i.e. due to the high flow rate, the gas does not have time to float up and is carried into the pump, which leads to a decrease in the filling and flow rate of the pump, and the efficiency of the installation.
Известен штанговый насос для добычи нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора (патент RU № 215129, МПК E21B 17/00, F04B 47/02, опубл. 30.11.2022, бюл. №34), включающий цилиндр с всасывающим клапаном, плунжер с нагнетательным клапаном, при этом штанговый насос выполнен с возможностью присоединения к колонне лифтовых труб. Цилиндр снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, при этом выше основного всасывающего клапана полый цилиндрический кожух выполнен по меньшей мере с двумя входными щелевыми фильтрационными отверстиями, перекрытыми металлической сеткой и чашеобразным полукожухом, обращенным открытой частью к устью скважины, притом в верхней части цилиндрического кожуха выполнены газоперепускные клапаны, по меньшей мере два. Таким образом, предлагаемый штанговый насос для добычи нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора при высокой эффективности и надежности обеспечивает максимальную добычу нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора благодаря сепарации газа и размещении насоса непосредственно напротив продуктивного пласта при необходимом погружении насоса под динамический уровень.A known rod pump for oil production from wells with a small sump under conditions of high gas factor (patent RU No. 215129, IPC E21B 17/00, F04B 47/02, publ. 11/30/2022, Bulletin No. 34), including a cylinder with a suction valve , a plunger with a discharge valve, wherein the sucker rod pump is configured to be connected to a string of lift pipes. The cylinder is equipped with a hollow cylindrical casing, fixedly fixed in the upper part with the cylinder, while above the main suction valve, the hollow cylindrical casing is made with at least two inlet slotted filtration holes, covered with a metal mesh and a cup-shaped semi-casing, with the open part facing the wellhead, moreover, The upper part of the cylindrical casing has at least two gas bypass valves. Thus, the proposed rod pump for oil production from wells with a small sump in conditions of a high gas factor with high efficiency and reliability ensures maximum oil production from wells with a small sump in conditions of a high gas factor due to gas separation and placement of the pump directly opposite the productive formation if necessary immersing the pump under dynamic level.
Недостатком данного насоса также является недостаточная эффективность для скважин с большим дебитом жидкости (более 20 м3/сут) из-за низкой площади кольцевого пространства, в котором происходит сепарация газа, т.е. из-за высокой скорости потока газ не успевает всплывать и увлекается в насос, что приводит к снижению коэффициента наполнения и подачи насоса, КПД установки.The disadvantage of this pump is also its insufficient efficiency for wells with high liquid flow rates (more than 20 m 3 /day) due to the low area of the annular space in which gas separation occurs, i.e. due to the high flow rate, the gas does not have time to float up and is carried into the pump, which leads to a decrease in the filling and flow rate of the pump, and the efficiency of the installation.
Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти из скважин с большим дебитом жидкости в условиях высокого газового фактора (патент RU № 216467, МПК E21B 43/00, 43/38, опубл. 07.02.2023. бюл. №4), состоящая из вставного штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовика, пакера. Вставной штанговый насос приводится в действие через колонну насосных штанг и колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб. Пакер расположен выше продуктивного пласта. Между вставным штанговым насосом и хвостовиком последовательно установлены перфорированный патрубок, заглушенная муфта, патрубок колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, и двухканальная муфта с отводом. Над вставным штанговым насосом установлен перепускной клапан с принудительной откачкой газа. Отвод выполнен с внутренним диаметром 40 мм и длиной, обеспечивающей расстояние между выходным отверстием отвода и приемом вставного штангового насоса не менее 2 м.The closest is a downhole rod pumping installation for oil production from wells with a high liquid flow rate under conditions of a high gas factor (RU patent No. 216467, IPC E21B 43/00, 43/38, publ. 02/07/2023. Bulletin No. 4), consisting from an insert rod pump, a sucker rod string, a production tubing string, a liner, a packer. The plug-in rod pump is driven through a string of sucker rods and a string of production tubing. The packer is located above the productive formation. A perforated pipe, a plugged coupling, a pipe of the production tubing string, and a two-channel coupling with an outlet are installed in series between the plug-in sucker rod pump and the shank. A bypass valve with forced gas pumping is installed above the plug-in rod pump. The outlet is made with an internal diameter of 40 mm and a length that provides a distance between the outlet of the outlet and the intake of the plug-in rod pump of at least 2 m.
Недостатками данной установки являются:The disadvantages of this installation are:
- ограничение по применению в эксплуатационных колоннах менее 168 мм из-за наличия бокового отвода в конструкции, что увеличивает габариты устройства;- limitation on use in production strings less than 168 mm due to the presence of a side outlet in the design, which increases the dimensions of the device;
- наличие одного перепускного клапана, который при больших объемах выделяемого свободного газа не обеспечивает полную откачку газа из межтрубного пространства, что приводит к снижению динамического уровня и уменьшению коэффициента подачи и дебита жидкости.- the presence of one bypass valve, which, with large volumes of released free gas, does not ensure complete pumping of gas from the interpipe space, which leads to a decrease in the dynamic level and a decrease in the supply coefficient and liquid flow rate.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности работы скважинной штанговой насосной установки за счет максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержания оптимального наполнения и подачи штангового насоса, а также расширение технологических возможностей эксплуатацией на скважинах с диаметром эксплуатационной колонны менее 168 мм.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the downhole rod pumping unit due to maximum gas separation at high gas factor values, maintaining optimal filling and supply of the rod pump, as well as expanding the technological capabilities of operation in wells with a production casing diameter of less than 168 mm.
Технический результат достигается скважинной штанговой насосной установкой для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора, состоящей из штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, пакера, расположенного выше продуктивного пласта, перепускного клапана с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос, приводится в действие приводом через колонну насосных штанг, содержит цилиндр, плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны.The technical result is achieved by a downhole rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor, consisting of a rod pump, a string of sucker rods, a string of tubing, a packer located above the productive formation, a bypass valve with forced gas pumping, and a sucker rod pump, driven by a drive through a string of sucker rods, contains a cylinder, a plunger, suction and discharge valves.
Новым является то, что цилиндр штангового насоса снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, причем верхняя часть кожуха выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями, перекрытыми чашеобразным раструбом, обращенным открытой частью к устью скважины, нижняя часть кожуха сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел, на боковой поверхности кожуха выполнен боковой канал, сообщающий прием насоса с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок, при этом на НКТ закреплены верхний и нижний перепускных клапана с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан установлен на 500 м выше динамического уровня.What is new is that the cylinder of the rod pump is equipped with a hollow cylindrical casing, fixedly fixed in the upper part with the cylinder, and the upper part of the casing is made with at least two outlet openings, covered by a cup-shaped bell, the open part facing the wellhead, the lower part of the casing is connected with space under the packer through the connecting unit, on the side surface of the casing there is a side channel connecting the intake of the pump with the space above the packer through a pipe plugged from below, while the upper and lower bypass valves with forced pumping of gas are attached to the tubing, the upper bypass valve is installed between the first and second tubing from wellhead, the lower bypass valve is installed 500 m above the dynamic level.
На чертеже изображена схема скважинной штанговой насосной установки для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора, где штанговый насос – 1, колонна насосных штанг – 2, НКТ – 3, пакер – 4, продуктивный пласт – 5, кожух – 6, выходные отверстия – 7, чашеобразный раструб – 8, стыковочный узел – 9, боковой канал – 10, патрубок – 11, верхний перепускной клапан – 12, нижний перепускной клапан – 13.The drawing shows a diagram of a downhole rod pumping installation for high-yield wells under conditions of high gas factor, where the rod pump is 1, the sucker rod string is 2, the tubing is 3, the packer is 4, the productive formation is 5, the casing is 6, the outlet holes are 7 , cup-shaped bell – 8, docking unit – 9, side channel – 10, pipe – 11, upper bypass valve – 12, lower bypass valve – 13.
Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора содержит штанговый насос 1, колонны насосных штанг, 2 колонны НКТ 3, пакер 4, расположенный выше продуктивного пласта, перепускной клапан 12 с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос 1, приводится в действие приводом через колонну насосных штанг 2, содержит цилиндр (на фиг. не обозначен), плунжер (на фиг. не обозначен), всасывающий и нагнетательный клапаны (на фиг. не обозначены).A downhole rod pumping installation for high-yield wells under conditions of high gas factor contains a rod pump 1, sucker rod strings, 2 tubing strings 3, a packer 4 located above the productive formation, a bypass valve 12 with forced pumping of gas, while the rod pump 1 is driven in the action is driven through a string of sucker rods 2, contains a cylinder (not indicated in the figure), a plunger (not indicated in the figure), suction and discharge valves (not indicated in the figure).
Цилиндр штангового насоса 1 снабжен полым цилиндрическим кожухом 6, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром.The cylinder of the sucker rod pump 1 is equipped with a hollow cylindrical casing 6, fixedly fixed in the upper part with the cylinder.
Причем верхняя часть кожуха 6 выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями 7, 7', перекрытыми чашеобразным раструбом 8, обращенным открытой частью к устью скважины (на фиг. не обозначено).Moreover, the upper part of the casing 6 is made with at least two outlet openings 7, 7', covered by a cup-shaped bell 8, with the open part facing the wellhead (not indicated in the figure).
Нижняя часть кожуха 6 сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел 9.The lower part of the casing 6 communicates with the space under the packer through the connecting unit 9.
На боковой поверхности кожуха 6 выполнен боковой канал 10, сообщающий прием насоса 1 с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок 11.On the side surface of the casing 6 there is a side channel 10 connecting the intake of the pump 1 with the above-packer space through the pipe 11 plugged from below.
При этом на НКТ закреплены верхний 12 и нижний 13 перепускных клапана с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан 12 установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан 13 установлен на 500 м выше динамического уровня. Наличие дополнительного перепускного клапана с принудительной откачкой газа исключение риска снижения динамического уровня из-за скапливания газа в межтрубном пространстве и срыв подачи насоса 1.In this case, the upper 12 and lower 13 bypass valves with forced gas pumping are attached to the tubing, the upper bypass valve 12 is installed between the first and second tubing from the wellhead, the lower bypass valve 13 is installed 500 m above the dynamic level. The presence of an additional bypass valve with forced pumping of gas eliminates the risk of a decrease in the dynamic level due to the accumulation of gas in the interpipe space and disruption of pump 1.
Установка работает следующим образом.The installation works as follows.
При работе штангового насоса 1, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг 2, производится подъем продукции по НКТ 3. При этом поток жидкости с газом поднимается из-под пакерного пространства сначала внутри кожуха 6, затем проходит через выпускные отверстия 7, 7/ в межтрубное пространство. В установке реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов разворота струй жидкости, изменение скорости потока со сменой направления течения. При повороте потока жидкости в зоне чашеобразного раструба 8 газ поднимается наверх по межтрубному пространству, а разгазированная жидкость вниз и через боковой канал 10 и патрубок 11 попадает в насос 1. Таким образом, происходит обеспечение максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержание оптимального наполнения и подачи насоса.When the sucker rod pump 1, driven by a drive through the string of sucker rods 2, is operating, the product is lifted along the tubing 3. In this case, the flow of liquid and gas rises from under the packer space, first inside the casing 6, then passes through the outlet holes 7, 7 / in interpipe space. The installation implements the principle of multi-stage separation using the hydrodynamic effects of turning liquid jets, changing the flow speed with changing the flow direction. When the liquid flow is turned in the area of the bowl-shaped bell 8, the gas rises up the intertubular space, and the degassed liquid down and through the side channel 10 and pipe 11 enters the pump 1. Thus, maximum gas separation is ensured at high values of the gas factor, maintaining optimal filling and pump supply.
Спуск оборудования производится следующим образом. На технологических НКТ (на фиг. не обозначены) производят посадку пакера 4 над продуктивным пластом 5, отстыковку и подъем технологических НКТ. Далее производят спуск штангового насоса 1 с кожухом 6 и стыковочным узлом 9 на колонне НКТ 3 вместе с перепускными клапанами 12, 13, стыковку с пакером 4. Производят спуск плунжера насоса 1 на колонне насосных штанг 2 и запуск установки в работу. Подъем оборудования в случае проведения ремонтных работ производят в обратном порядке, если необходима только замена насоса 1, то извлечение пакера 4 не производят.The equipment is lowered as follows. On the process tubing (not indicated in the figure), the packer 4 is planted above the productive formation 5, the process tubing is uncoupled and lifted. Next, the sucker rod pump 1 with the casing 6 and the docking unit 9 is lowered on the tubing string 3 together with bypass valves 12, 13, and docked with the packer 4. The pump plunger 1 is lowered on the sucker rod string 2 and the installation is put into operation. Lifting of equipment in case of repair work is carried out in the reverse order; if only pump 1 needs to be replaced, then packer 4 is not removed.
Таким образом, предлагаемое изобретение повышает эффективность работы скважинной штанговой насосной установки для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора за счет максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержания оптимального наполнения и подачи штангового насоса, а также расширение технологических возможностей эксплуатацией на скважинах с диаметром эксплуатационной колонны менее 168 мм.Thus, the proposed invention increases the operating efficiency of a downhole rod pumping unit for high-yield wells in conditions of high gas factor due to maximum gas separation at high gas factor values, maintaining optimal filling and supply of the rod pump, as well as expanding the technological capabilities of operation in wells with a production diameter of columns less than 168 mm.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2812377C1 true RU2812377C1 (en) | 2024-01-30 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589482A (en) * | 1984-06-04 | 1986-05-20 | Otis Engineering Corporation | Well production system |
| RU165298U1 (en) * | 2015-11-02 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR OPERATION OF A LARGE WATER WELL |
| RU2667182C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Oil with high gas content production method from wells and device for its implementation |
| CN212406690U (en) * | 2020-06-22 | 2021-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | High-gas-content well sucker-rod pump lifting effect-improving device and process pipe column |
| RU216467U1 (en) * | 2022-11-11 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589482A (en) * | 1984-06-04 | 1986-05-20 | Otis Engineering Corporation | Well production system |
| RU165298U1 (en) * | 2015-11-02 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR OPERATION OF A LARGE WATER WELL |
| RU2667182C1 (en) * | 2017-07-10 | 2018-09-17 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Oil with high gas content production method from wells and device for its implementation |
| CN212406690U (en) * | 2020-06-22 | 2021-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | High-gas-content well sucker-rod pump lifting effect-improving device and process pipe column |
| RU216467U1 (en) * | 2022-11-11 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20090145595A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
| CN201412129Y (en) | Pumping and drainage gas production device of gas production well | |
| RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor | |
| RU2817441C1 (en) | Downhole sucker-rod pump unit for oil production in conditions of high gas factor | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| CN110500264B (en) | Using method of long-plunger sand-prevention long oil well pump with sand blocking liquid passing device | |
| RU215129U1 (en) | Rod pump for oil production from wells with a small sump in high GOR conditions | |
| RU2796712C1 (en) | Rod pump for oil production from wells with wash-over of mechanical impurities | |
| RU216467U1 (en) | Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions | |
| CN1507530A (en) | Crude oil recovery system | |
| CN114508324A (en) | Underground gas-liquid separation lifting device and method | |
| SU1601352A2 (en) | Method of well operation | |
| RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
| SU941544A1 (en) | Apparatus for operating deep wells | |
| RU2726013C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
| CN218509457U (en) | Coal bed gas well lower tubular column device with sand prevention function | |
| RU2720845C1 (en) | Downhole pump filter | |
| RU2803026C1 (en) | Rod pump filter | |
| RU2784705C1 (en) | Downhole pumping unit with sand filter | |
| CN111271025B (en) | Automatic drainage gas production device for gas well | |
| RU2815669C1 (en) | Installation of sucker-rod pump with parallel pipe strings for operation of wells with increased sand production | |
| RU209245U1 (en) | Two-lift unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs by one well for conditions complicated by the content of mechanical impurities and free gas in the production of the upper object | |
| CN213775335U (en) | Underground gas-liquid separation lifting device | |
| RU2150024C1 (en) | Pumping unit for oil recovery from deep wells |