RU62977U1

RU62977U1 - PLUNGER LIFT

Info

Publication number: RU62977U1
Application number: RU2006143558/22U
Authority: RU
Inventors: Владимир Васильевич Медко; Игорь Владимирович Шулятиков; Владимир Игоревич Шулятиков
Original assignee: Игорь Владимирович Шулятиков; Владимир Игоревич Шулятиков
Priority date: 2006-12-11
Filing date: 2006-12-11
Publication date: 2007-05-10

Abstract

Полезная модель относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений. Плунжерный лифт для газодобывающей скважины включает обсадную колонну, лифтовую колонну, пакер с подпакерным хвостовиком и расположенный над пакером циркуляционный клапан, плунжер, верхний ограничитель и нижний ограничитель хода плунжера, а также дополнительную колонну с установочным узлом и входным узлом, помещенную в лифтовую колонну, причем установочный узел дополнительной колонны опирается на внутренний выступ корпуса циркуляционного клапана, а входной узел находится выше нижней кромки лифтовой колонны, при этом нижний ограничитель хода плунжера помещен над установочным узлом дополнительной колонны.The utility model relates to the field of gas production and can be used to lift liquid from wells due to the energy of fossil natural gas using a plunger in cases where the gas energy is insufficient to lift the liquid without additional devices. A plunger elevator for a gas production well includes a casing string, an elevator string, a packer with a sub-packer liner and a circulation valve located above the packer, a plunger, an upper stop and a lower limit stop for the plunger, as well as an additional column with a mounting unit and an input unit placed in the lift column, the mounting unit of the additional column rests on the inner protrusion of the circulation valve housing, and the inlet node is located above the lower edge of the elevator column, while the lower limit spruce stroke of the plunger is placed on the docking unit further column.

Description

Полезная модель относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений.The utility model relates to the field of gas production and can be used to lift liquid from wells due to the energy of fossil natural gas using a plunger in cases where the gas energy is insufficient to lift the liquid without additional devices.

Известны конструкции плунжерных лифтов для подъема жидкости из скважин газовых месторождений, содержащие обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну, и летающий клапан, который перемещается по лифтовой колонне между верхним устьевым ограничителем и нижним ограничителем летающего клапана (хода плунжера) (авторские свидетельства SU 63138, 1944 г.; SU 171351, 1963 г.; а также патенты RU 2214504, 2002 г.; а также патенты US 2001012, 1935 г.; US 6209637, 2001 г.; US 6467541, 2002 г.). Такие устройства удовлетворительно работают в скважинах с практически не меняющимся по высоте диаметром проходного канала лифтовых труб.Known designs of plunger lifts for lifting fluid from wells in gas fields, containing a casing (production) string, a lift string, and a flying valve that moves along the lift string between the upper wellhead limiter and the lower limiter of the flying valve (plunger stroke) (copyright certificate SU 63138, 1944; SU 171351, 1963; as well as the patents RU 2214504, 2002; and also the patents US 2001012, 1935; US 6209637, 2001; US 6467541, 2002). Such devices work satisfactorily in wells with a diameter of the passage channel of elevator pipes with practically no change in height.

Для подъема нефти из нефтяных скважин известна установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (RU 2079278, 1995 г.), в котором ниже нижнего ограничителя хода плунжера расположена камера с обратным клапаном и хвостовик. На чертежах к патенту хвостовик состоит из труб меньшего диаметра, чем лифтовая колонна выше нижнего ограничителя хода плунжера.For lifting oil from oil wells, it is known to install an uncompressed gas lift with a plunger lift (RU 2079278, 1995), in which a chamber with a check valve and a shank are located below the lower limiter of the stroke of the plunger. In the drawings for the patent, the shank consists of pipes of smaller diameter than the lift column above the lower plunger stroke limiter.

Однако известные конструкции плунжерных лифтов неэффективны в скважинах, лифтовые колонны которых имеют внутренние уступы, образованные, например, пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным или газлифтным клапаном. Диаметр проходного канала таких устройств меньше номинального внутреннего диаметра труб лифтовой колонны, меньше наружного диаметра корпуса плунжера, что мешает плунжеру перемещаться по всей высоте лифтовой колонны. При этом жидкость, которая накапливается в лифтовой колонне ниже уступа, оказывает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа по стволу скважины и ограничивает ее производительность. Для использования плунжерного лифта на таких скважинах извлекают лифтовую колонну с оборудованием, диаметр проходного канала которого меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны, а затем снова опускают в скважину лифтовую колонну уже без оборудования, мешающего перемещению плунжера от устья до низа скважины. Либо для замены обратного клапана и хвостовика по патенту РФ 2079278 требуется извлечь из скважины всю лифтовую колонну. Такие операции очень трудоемки и дорогостоящи.However, the known designs of plunger elevators are ineffective in wells whose lift columns have internal ledges formed, for example, by a packer, a shutoff valve, a circulation or gas lift valve. The diameter of the passage channel of such devices is less than the nominal inner diameter of the tubing string pipes, less than the outer diameter of the plunger body, which prevents the plunger from moving across the entire height of the tubing string. In this case, the fluid that accumulates in the elevator string below the ledge provides additional hydraulic resistance to the movement of gas along the wellbore and limits its productivity. To use the plunger elevator in such wells, an elevator string with equipment whose diameter of the passage channel is smaller than the inner diameter of the elevator string pipes is removed, and then the elevator string is again lowered into the well without equipment that interferes with the movement of the plunger from the wellhead to the bottom of the well. Or, to replace the check valve and liner according to the patent of the Russian Federation 2079278, it is required to remove the entire lift string from the well. Such operations are very laborious and expensive.

В скважинах, расположенных в сложных геолого-технических условиях, например, в условиях вечной мерзлоты, для обеспечения безопасной эксплуатации в лифтовой колонне устанавливают специальное оборудование: пакер, циркуляционный клапан и др. На заключительной стадии разработки месторождения давление в скважинах и рабочие деби-ты газа уменьшаются, и скважину переводят в режим эксплуатации с использованием плунжерного лифта.In wells located in difficult geological and technical conditions, for example, in permafrost conditions, special equipment is installed in the elevator string to ensure safe operation: a packer, circulation valve, etc. At the final stage of field development, the pressure in the wells and the working flow rate of gas are reduced, and the well is put into operation using a plunger elevator.

Предлагаемая полезная модель позволяет существенно упростить процесс подъема жидкости из скважин со ступенчато меняющимся внутренним диаметром труб и оборудования лифтовых колонн.The proposed utility model can significantly simplify the process of lifting fluid from wells with stepwise changing inner diameter of pipes and equipment of the lift columns.

Плунжерный лифт для газодобывающей скважины содержит обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну, пакер с подпакерным хвостовиком и расположенный над пакером циркуляционный клапан, плунжер, верхний ограничитель и нижний ограничитель хода плунжера, а также дополнительную колонну с установочным узлом и входным узлом. Дополнительная колонна помещена в лифтовую колонну так, что ее установочный узел опирается на внутренний выступ корпуса циркуляционного клапана, а входной узел находится выше нижней кромки лифтовой колонны, при этом нижний ограничитель хода плунжера помещен над установочным узлом дополнительной колонны.A plunger elevator for a gas production well contains a casing (production) string, an elevator string, a packer with a packer liner and a circulation valve located above the packer, a plunger, an upper limiter and a lower limiter for the stroke of the plunger, as well as an additional column with a mounting unit and an input unit. An additional column is placed in the elevator column so that its mounting unit rests on the inner protrusion of the circulation valve housing, and the inlet node is located above the lower edge of the elevator column, while the lower plunger stroke limiter is placed above the installation unit of the additional column.

На Фиг.1 чертежей показан один из конструктивных вариантов плунжерного лифта в продольном разрезе скважины.Figure 1 of the drawings shows one of the structural variants of the plunger elevator in the longitudinal section of the well.

На Фиг.2 изображен конструктивный вариант размещения оборудования скважины перед установкой оборудования плунжерного лифта и установки в скважине дополнительной колонны в составе лифтовой колонны выше пакера.Figure 2 shows a constructive variant of the placement of the equipment of the well before installing the equipment of the plunger elevator and installing in the well an additional column as part of the elevator column above the packer.

На Фиг.3 - конструктивный вариант размещения оборудования скважины перед установкой оборудования плунжерного лифта и установки в скважине дополнительной колонны в составе лифтовой колонны от пакера до башмака лифтовой колонныFigure 3 is a constructive variant of the placement of the equipment of the well before installing the equipment of the plunger elevator and installing an additional column in the well as part of the lift column from the packer to the shoe of the lift column

На Фиг.4-5 показаны два возможных варианта размещения конструкции дополнительной колонны труб в интервале выше и ниже пакера.Figure 4-5 shows two possible options for placing the design of an additional pipe string in the interval above and below the packer.

На Фиг.6 и 7 показаны вся дополнительная колонна труб и входной узел (нижний наконечник) дополнительной колонны труб.Figures 6 and 7 show the entire additional pipe string and the inlet assembly (lower tip) of the additional pipe string.

На Фиг.8 изображено поперечное сечение (вариант) входного узла дополнительной колонны труб.On Fig shows a cross section (option) of the input node of an additional pipe string.

Позицией 1 на чертежах обозначена обсадная (эксплуатационная) колонна, позицией 2 - лифтовая колонна, позицией 3 - пакер с подпакерным хвостовиком 4. Выше пакера 3 в лифтовой колонне установлен циркуляционный клапан, корпус которого обозначен позицией 5. Циркуляционный клапан снабжен управляемой подвижной втулкой 6, в которой Position 1 in the drawings indicates a casing (operating) string, position 2 - an elevator string, position 3 - a packer with a packer liner 4. Above the packer 3, a circulation valve is installed in the elevator string, the casing of which is indicated by position 5. The circulation valve is equipped with a controlled movable sleeve 6, wherein

выполнены циркуляционные отверстия 7. На представленной фигуре циркуляционный клапан показан (возможный вариант) в открытом положении, проходные отверстия 7 в корпусе подвижной втулки 6 и корпусе клапана 5 совмещены. Дополнительная колонна 10 с установочным узлом (верхним наконечником) 8 предназначенным для крепления дополнительной колонны 10 в корпусе циркуляционного клапана 5, уплотнительным устройством 9 и входным узлом (нижним наконечником) 11 помещена в лифтовую колонну 2 таким образом, что ее установочный узел 8 с уплотнением опирается на внутренний выступ корпуса 5 циркуляционного клапана, а входной узел 11 находится выше нижней кромки лифтовой колонны 2. Входной узел 11 может иметь на внешней поверхности нижнего конца дополнительной колонны 10 направляющие центрирующие приливы. На внутренней цилиндрической поверхности установочного узла 8 выполнена проточка 12 для захвата специальным устройством, например канатной техники, дополнительной колонны 10 на время спуска или извлечения из скважины, а на нижнем конце установочного узла 8 размешено уплотнительное устройство 9 предназначенное для герметизации зазора между корпусом циркуляционного клапана и установочным узлом 8. Летающий клапан или плунжер 14 (отделяемый элемент плунжера - шар на фигурах не обозначен) может перемещаться по лифтовой колонне 2 между нижним ограничителем 13 хода и устьевым оборудованием 15 скважины.made circulation holes 7. In the figure, the circulation valve is shown (possible) in the open position, the passage holes 7 in the housing of the movable sleeve 6 and the valve body 5 are combined. An additional column 10 with an installation unit (upper tip) 8 intended for fastening an additional column 10 in the body of the circulation valve 5, a sealing device 9 and an input unit (lower tip) 11 is placed in the elevator column 2 so that its installation unit 8 with a seal rests on the inner protrusion of the circulating valve body 5, and the inlet 11 is located above the lower edge of the elevator column 2. The inlet 11 can have on the outer surface of the lower end of the additional column 10 Centering tides. On the inner cylindrical surface of the installation unit 8, a groove 12 is made for capturing by a special device, for example, cable technology, an additional column 10 for the time of descent or extraction from the well, and at the lower end of the installation unit 8 a sealing device 9 is placed to seal the gap between the circulation valve body and installation unit 8. A flying valve or plunger 14 (detachable plunger element - the ball is not indicated in the figures) can move along the elevator column 2 between the lower runner 13 of the course and wellhead equipment 15 of the well.

В процессе эксплуатации скважины в нее поступают газ и жидкость. Жидкость поступает к нижней части дополнительной колонны 10 и поднимается потоком газа до верхнего конца дополнительной колонны 10. В основной лифтовой колонне 2 скорость газа уменьшается, так как площадь сечения лифтовой колонны 2 существенно меньше чем площадь проходного сечения дополнительной колонны 10. Жидкость накапливается в лифтовой колонне 2 выше нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14. Плунжер 14, находящийся в лифтовой колонне 2 опускается до нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14, а затем потоком газа вместе с жидкостью поднимается к устью скважины.During the operation of the well, gas and liquid enter it. The liquid flows to the lower part of the additional column 10 and rises by the gas flow to the upper end of the additional column 10. In the main lift column 2, the gas velocity decreases, since the cross-sectional area of the lift column 2 is significantly smaller than the cross-sectional area of the additional column 10. The liquid accumulates in the lift column 2 above the lower limiter 13 of the stroke of the plunger 14. The plunger 14 located in the elevator column 2 is lowered to the lower limiter 13 of the stroke of the plunger 14, and then rises with a gas stream along with the liquid to the wellhead.

Предлагаемый плунжерный лифт работает следующим образом. Перед началом временного периода эксплуатации скважины из-за осложнений вызванных скоплениями жидкости в подпакерном участке скважины (Фиг. 2 и 3) в скважину с использованием, например, канатной техники опускают дополнительную колонну 10 труб. Дополнительная колонна 10 проходит через корпус 5 циркуляционного клапана и закрепляется на внутреннем уступе корпуса 5 циркуляционного клапана. Уплотнение зазора обеспечивается устройством 9. Затем в скважину устанавливают нижний ограничитель 13 хода плунжера, в лифтовую колону 2 устанавливают плунжер 14, а на устье скважины - специальное оборудование плунжерного лифта.The proposed plunger elevator operates as follows. Before the start of the time period of well operation, due to complications caused by accumulations of fluid in the under-packer section of the well (Figs. 2 and 3), an additional pipe string 10 is lowered into the well using, for example, cable technology. The additional column 10 passes through the housing 5 of the circulation valve and is fixed on the inner ledge of the housing 5 of the circulation valve. The gap seal is provided by device 9. Then, a lower plunger stroke stop 13 is installed in the well, a plunger 14 is installed in the lift column 2, and special equipment of the plunger elevator is installed at the wellhead.

Во время эксплуатации в скважину из продуктивного пласта через перфорационные отверстия в нижней части обсадной (эксплуатационной) колоны 1 вместе с газом поступает пластовая жидкость, например вода. Уровень пластовой воды, через которую бар-ботирует газ, постепенно поднимается по эксплуатационной колонне 1 и, по мере заполнения нижней части колонны, достигает нижнего торца подпакерного хвостовика 4, а затем поступает в нижнюю часть подпакерного хвостовика 4. Уровень пластовой воды в подпакерном хвостовике 4 поднимается по мере притока воды из пласта. По мере заполнения нижней части подпакерного хвостовика 4 лифтовой колонны 2 пластовая вода поднимается до уровня пакера 3 и циркуляционного клапана 5. Далее поступающая в скважину вода поднимается выше уровня пакера 3 и циркуляционного клапана 5. Вода, скопившаяся в трубах подпакерного хвостовика 4, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой скважины, в результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается этим давлением, расход газа из скважины уменьшается, а скважина при определенных давлениях на устье и скоплении воды в подпакерном хвостовике 4 может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный газопровод. Пары воды, также поступающие в скважину вместе с газом из пласта, поднимаются выше уровня пакера 3, а затем поток газа с парами воды, продолжает поднимается по трубам лифтовой колонны 2. Поток газа и водяного пара постоянно контактирует с трубами лифтовой колонны 2. Температура окружающей породы по мере уменьшения расстояния до устья скважины уменьшается за счет природных факторов. Уменьшается температура внутренней стенки труб лифтовой колонны 2 и одновременно температура потока газа поднимающегося в скважине за счет теплообмена с окружающей породой. По мере подъема до устьевого оборудования 15 скважины, за счет охлаждения потока происходит конденсация паров воды, которая затем стекает по трубам лифтовой колонны 2 до нижнего ограничителя 13 хода плунжера 14 и накапливается выше трубного ограничителя 13 хода плунжера. Плунжер 14 перемещается по лифтовой колонне 2 в управляемом режиме непрерывно или периодически. Вниз плунжер 14 опускается за счет массы. Верх плунжер 14 поднимается газом. Подъем плунжер 14 начинает от нижнего ограничителя 13 хода плунжера, который помещают в трубах скважины при монтаже оборудования плунжерного лифта ниже ожидаемого уровня скопления или зависания жидкости над участком, в котором лифтовая колона 2 имеет конструктивное сужение. Плунжер захватывает жидкость скопившуюся над нижним ограничителем 13 хода плунжера и давлением газа поднимается до устья скважины. В момент перелива жидкости через устье скважины скорость потока газа в лифтовой колонне и в хвостовике единовременно увеличивается. Поток газа захватывает часть жидкости заполняющей хвостовик. Эта жидкость поднимается выше нижнего ограничителя хода During operation, formation fluid, such as water, enters the well from the reservoir through the perforations in the lower part of the casing (production) column 1 into the well from the reservoir. The level of produced water through which the gas sparges, gradually rises along the production string 1 and, as the bottom of the string is filled, reaches the lower end of the under-packer shank 4, and then enters the lower part of the under-packer shank 4. The level of produced water in the under-packer shank 4 rises with the influx of water from the reservoir. As the bottom part of the under-packer liner 4 of the elevator column 2 is filled, formation water rises to the level of the packer 3 and the circulation valve 5. Then, the water entering the well rises above the level of the packer 3 and the circulation valve 5. The water that has accumulated in the pipes of the under-packer liner 4 has an additional hydraulic downhole pressure, as a result, gas inflow from the reservoir is limited by this pressure, gas flow from the well decreases, and the well accumulates at certain wellhead pressures and water packer shank 4 may stop working, i.e., gas supply to the gas gathering pipeline. Water vapor, also entering the well together with gas from the formation, rises above the level of packer 3, and then the gas stream with water vapor continues to rise through the pipes of the lift column 2. The flow of gas and water vapor is constantly in contact with the pipes of the lift column 2. Ambient temperature rocks with decreasing distance to the wellhead decreases due to natural factors. The temperature of the inner wall of the pipes of the elevator column 2 is reduced, and at the same time, the temperature of the gas flow rising in the well due to heat exchange with the surrounding rock. As the well ascends to the wellhead equipment 15, water vapor condenses due to cooling of the stream, which then flows through the pipes of the lift column 2 to the lower restrictor 13 of the plunger stroke 14 and accumulates above the pipe limiter 13 of the plunger stroke. The plunger 14 moves along the elevator column 2 in a controlled mode continuously or periodically. Down the plunger 14 is lowered due to the mass. The top of the plunger 14 rises with gas. The rise of the plunger 14 starts from the lower limiter 13 of the stroke of the plunger, which is placed in the pipes of the well when installing the equipment of the plunger elevator below the expected level of accumulation or freezing of the liquid over the area in which the elevator column 2 has a structural narrowing. The plunger captures the fluid accumulated above the lower limiter 13 of the plunger stroke and the gas pressure rises to the wellhead. At the time of fluid overflow through the wellhead, the gas flow rate in the lift string and in the liner increases simultaneously. The flow of gas captures part of the fluid filling the liner. This fluid rises above the lower travel stop.

плунжера и зависает выше него, так как скорость газа в проходных каналах ограничителя существенно больше, чем в лифтовой колонне над ограничителем хода плунжера. Очередным циклом подъема плунжера жидкость поднимается к устью скважины. В результате производительность скважины существенно возрастает, а жидкость, находящаяся в хвостовике не ограничивает дебит скважины. Длительность устойчивой работы скважины в газосборный коллектор потребителю увеличивается без проведения капитального дорогостоящего ремонта скважины и полной замены лифтовой колонны труб.the plunger and hangs above it, since the gas velocity in the passageways of the limiter is significantly greater than in the elevator column above the limiter of the stroke of the plunger. In the next cycle of raising the plunger, the liquid rises to the wellhead. As a result, the productivity of the well increases significantly, and the fluid in the liner does not limit the flow rate of the well. The duration of the stable operation of the well in the gas collector to the consumer increases without major overhaul of the well and complete replacement of the pipe pipe string.

Claims

1. A plunger elevator for a gas production well, comprising a casing string, an elevator string, a packer with a sub-packer liner and a circulation valve located above the packer, a plunger, an upper stop and a lower limit stop for the plunger, as well as an additional column with a mounting unit and an input unit placed in the elevator the column so that its mounting unit rests on the inner protrusion of the circulation valve housing, and the inlet node is above the lower edge of the elevator column, while the lower stroke limiter plunger and placed on the docking unit further column.

2. The plunger lift according to claim 1, characterized in that the passage openings of the circulation valve are closed.

3. The plunger elevator according to claim 1, characterized in that the openings of the circulation valve are open, and the annular channel between the elevator and production casing above the packer communicates with a physical volume below the packer.

4. The plunger elevator according to claim 3, characterized in that the inner diameter of the passage section of the additional lift column is determined on the basis of the minimum pressure loss on the rise of the liquid in the additional lift column.