RU2427728C1 - Procedure for extraction of reservoir gassy fluid - Google Patents
Procedure for extraction of reservoir gassy fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2427728C1 RU2427728C1 RU2010124177/06A RU2010124177A RU2427728C1 RU 2427728 C1 RU2427728 C1 RU 2427728C1 RU 2010124177/06 A RU2010124177/06 A RU 2010124177/06A RU 2010124177 A RU2010124177 A RU 2010124177A RU 2427728 C1 RU2427728 C1 RU 2427728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- pump
- pumps
- working chambers
- well
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F1/00—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped
- F04F1/06—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium acting on the surface of the liquid to be pumped
- F04F1/08—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium acting on the surface of the liquid to be pumped specially adapted for raising liquids from great depths, e.g. in wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Способ добычи пластовой газированной жидкости относится к области нефтедобычи и может быть использован для добычи газированной пластовой жидкости из глубоких скважин.A method of producing a carbonated formation fluid relates to the field of oil production and can be used for the production of carbonated formation fluid from deep wells.
Известен способ добычи жидкости штанговыми глубинными насосами (ШГН) (Справочник по добыче нефти. Авторы: В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова, М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, глава 5).A known method of fluid production by sucker rod pumps (SHG) (Oil production reference. Authors: V.V.Andreev, K.R. Urazakov, V.U. Dalimov and others; Edited by K.R. Urazakov, M. : LLC Nedra-Business Center, 2000, chapter 5).
ШГН дороги в изготовлении из-за применения высоколегированных сталей и высокоточной обработки при изготовлении. Достаточно жесткие требования к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и к штангам, применяемым при добыче штанговыми насосами, делают их производство и эксплуатацию дорогими.SHGN is expensive in manufacturing due to the use of high alloy steels and high-precision machining in manufacturing. Sufficiently stringent requirements for tubing and tubing used in the extraction of sucker rod pumps make their production and operation expensive.
У ШГН достаточно жесткие требования к содержанию механических примесей в добываемой жидкости (до 3,5 г/л), а также к содержанию свободного газа (до 25%).SHGN has rather stringent requirements for the content of mechanical impurities in the produced fluid (up to 3.5 g / l), as well as for the content of free gas (up to 25%).
Прочность штанг и их деформации ограничивают глубину применения ШГН глубинами до 3200 м.The strength of the rods and their deformation limit the depth of application of the SHGN with depths of up to 3200 m.
В процессе добычи жидкости с содержанием механических примесей в ШГН наблюдается повышенный износ деталей глубинного насоса, а также обрыв штанг, это приводит к внеплановым остановкам и к ремонту.In the process of fluid production with the content of mechanical impurities in the SHGN, increased wear of the parts of the downhole pump, as well as a breakage of the rods, is observed, which leads to unplanned stops and repairs.
Известен также способ добычи жидкости погружными электрическими центробежными насосами многоступенчатыми (ЭЦН) (Справочник по добыче нефти. Авторы: В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, глава 6).There is also a known method of fluid production by submersible electric multistage centrifugal pumps (ESP) (Oil production reference book. Authors: VVAndreev, K.R. Urazakov, V.U. Dalimov et al .; Edited by K.R. Urazakov . M.: Nedra-Business Center LLC, 2000, chapter 6).
При добыче нефти с повышенным содержанием газа этим способом в рабочих камерах насоса образуются газовые пробки, что приводит к незапланированным остановкам в процессе добычи. Требования к содержанию механических примесей в нефти достаточно жесткие - не более 0,5 г/л. Применение ЭЦН в скважинах с дебитом менее 40 кубических метров в сутки нецелесообразно. Содержание механических примесей приводит к повышенному износу деталей насоса, из-за чего приходится производить довольно частые ремонты. При добыче с помощью ЭЦН есть опасность поражения персонала электрическим током, так как для работы погружного насоса применяется ток высокого напряжения.During oil production with a high gas content in this way, gas plugs are formed in the working chambers of the pump, which leads to unplanned shutdowns in the production process. The requirements for the content of solids in oil are quite stringent - not more than 0.5 g / l. The use of ESP in wells with a flow rate of less than 40 cubic meters per day is impractical. The content of mechanical impurities leads to increased wear of the pump parts, because of which it is necessary to make fairly frequent repairs. When mining with ESP, there is a danger of electric shock to personnel, since a high voltage current is used to operate the submersible pump.
Наиболее близким по технической сути является способ по патенту RU 2325553 «Способ и устройство для подъема жидкостей из скважин», от 07.11.2006, опублик. 27.05.2008, МПК F04B 47/00, включающий подъем жидкости в нижней ступени погружным электрическим насосом и подъем жидкости в верхней ступени глубинным штанговым насосом (ГШН), отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство.The closest in technical essence is the method according to patent RU 2325553 "Method and device for lifting fluids from wells", from 07.11.2006, published. 05/27/2008, IPC
Подъем жидкости в нижней ступени осуществляют на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на высоте, превышающей уровень входа в ГШН.The rise of the liquid in the lower stage is carried out to a height exceeding the level of the entrance to the main shaft, while part of the liquid is directed into the annulus through the holes made in the tubing string at a height exceeding the level of the entrance to the main shaft.
Подача жидкости на поверхность происходит прерывисто, за счет чередования в ГШН процессов всасывания и выталкивания на поверхность, что влияет на производительность способа. Производительность погружного электрического насоса выше производительности ГШН, это приводит к повышенному износу первого. Давление в трубах НКТ остается достаточно высокой, что требует повышенной их прочности, это влияет на вес всей конструкции. Насос плохо приспособлен для добычи жидкости с повышенным содержанием механических примесей. Для питания погружного электронасоса требуется подвод электрического напряжения, опасного для людей и животных, что предъявляет повышенные требования по электробезопасности к данному устройству.The supply of liquid to the surface occurs intermittently, due to the alternation in the GHSN of the processes of absorption and pushing to the surface, which affects the performance of the method. The performance of the submersible electric pump is higher than the performance of the main pump, this leads to increased wear of the first. The pressure in the tubing pipes remains high enough, which requires their increased strength, this affects the weight of the entire structure. The pump is poorly suited for fluid production with a high content of solids. To supply a submersible electric pump, an electrical voltage is required, which is dangerous for people and animals, which imposes increased electrical safety requirements for this device.
Задачей предлагаемого технического решения является создание легко встраиваемого в существующую систему нефтедобычи, электробезопасного простого в эксплуатации и обслуживании способа, позволяющего осуществить добычу с больших и малых глубин газированной жидкости с большим содержанием механических примесей и попутного газа, и из скважин с малым дебетом, в том числе.The objective of the proposed technical solution is the creation of easily integrated into the existing oil production system, an electrically safe, easy to operate and maintain method, which allows production from large and shallow depths of carbonated liquid with a high content of mechanical impurities and associated gas, and from wells with low debit, including .
Задача решена за счет способа добычи пластовой газированной жидкости, включающего подъем жидкости насосами, при этом непрерывный поток жидкости создают путем чередования циклов приема и вытеснения рабочих камер взаимозаменяемых двухкамерных скважинных насосов замещения, соединенных трубопроводами добываемой жидкости, отвода отработавшего и попутного газов и кабелем электропитания; для этого скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; после чего повышают давление в загерметизированном затрубном пространстве, в котором статический уровень жидкости понижают до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, и за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки, производят прием жидкости; а вытеснение из другой камеры насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней создают за счет поступления в них сжатого газа из затрубного пространства скважины, при этом прием жидкости рабочими камерами насосов, расположенных выше, обеспечивают за счет вытеснения жидкости из рабочих камер, ниже расположенных насосов.The problem is solved by the method of producing carbonated formation fluid, including raising the fluid with pumps, while a continuous fluid flow is created by alternating the cycles of receiving and displacing the working chambers of interchangeable two-chamber well substitution pumps connected by pipelines of the produced fluid, exhaust and associated gases and an electric power cable; for this, the downhole substitution pump for the lower stage of the installation is located in the well, below the static liquid level by 5-25 m; then increase the pressure in the sealed annulus, in which the static liquid level is lowered to a level lower than the placement of the lower stage of the downhole displacement pump, and due to the difference in the increased pressure and the reduced pressure created by the vacuum compressor unit in the exhaust and associated gas exhaust pipes one of the working chambers of the pump of the lower stage of the installation, receive liquid; and the displacement from the other chamber of the lower stage pump and the pumps of the remaining stages through the produced fluid pipeline to the upper stage pumps is created by the supply of compressed gas from the annulus of the well, while the reception of liquid by the working chambers of the pumps located above is ensured by the displacement of liquid from working chambers below the located pumps.
Размещение скважинного насоса замещения нижней ступени установки в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; и понижение статического уровня жидкости до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, повышением давления в загерметизированном затрубном пространстве позволяет производить прием жидкости за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки.Placement of a downhole substitution pump for the lower stage of the installation in the well, below the static liquid level by 5-25 m; and lowering the static liquid level to a level lower than the placement of the lower stage of the downhole displacement pump, increasing the pressure in the sealed annulus allows the liquid to be received due to the difference between the increased pressure and the reduced pressure created by the vacuum compressor unit in the exhaust and associated gas exhaust pipes and in one from the working chambers of the lower stage pump.
Поступление в одни камеры сжатого газа из затрубного пространства скважины позволяет вытеснять жидкость из других камер насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней, использовать пространство обсадной трубы в качестве трубопровода и резервуара сжатого газа одновременно и использовать энергию повышенного давления для подъема жидкости насосами замещения, соединенными трубопроводом добываемой жидкости и несущим трубопроводом, одновременно служащим для отвода отработавшего и попутного газов к вакуум-компрессорному агрегату, для дальнейшей подачи в затрубное пространство скважины для повторного применения в качестве рабочего газа повышенного давления.The arrival of compressed gas into one chamber from the annulus of the well allows fluid to be displaced from other chambers of the lower stage pump and pumps of the other stages through the produced fluid pipeline to the upper stage pumps, to use the casing space as a pipeline and compressed gas reservoir at the same time, and to use increased pressure energy for lifting of liquid by substitution pumps connected by a pipeline of produced fluid and a supporting pipeline, simultaneously serving to divert otavshego and associated gases to the vacuum-compressor unit, for further supply to the annulus of the well for re-use as a working gas of high pressure.
Размещение насоса замещения в среду газа повышенного давления позволяет ему принимать жидкость без создания вакуума, и, объединяя потоки отработавшего и попутного газов, добиваемся значительного уменьшения веса конструкции за счет уменьшения количества трубопроводов. При этом также уменьшается количество применяемого наземного оборудования до одного вакуум-компрессорного агрегата.Placing the replacement pump in the medium of high pressure allows it to receive liquid without creating a vacuum, and by combining the flows of exhaust and associated gases, we achieve a significant reduction in the weight of the structure by reducing the number of pipelines. At the same time, the amount of ground equipment used is reduced to one vacuum compressor unit.
За счет повторного применения отработавшего газа путем постоянного его закачивания в затрубное пространство для поддержания рабочего давления и отсутствия утечек попутного газа, а также использования электрического тока низкого напряжения 24 В для управления скважинными насосоми замещения способ отвечает требованиям экологической безопасности.Due to the repeated use of the exhaust gas by constantly injecting it into the annulus to maintain operating pressure and the absence of associated gas leaks, as well as using a low-voltage electric current of 24 V to control the downhole pumps and substitution, the method meets environmental safety requirements.
Способ добычи пластовой газированной жидкости осуществляют следующим образом.A method of producing a formation carbonated liquid is as follows.
При глубине залегания пласта до 50 метров осуществляют одноступенчатый подъем жидкости, а при залегании свыше 50 метров до 5000 метров - многоступенчатый подъем жидкости установкой на базе скважинных насосов замещения, изображенной на чертежах, где фиг.1 - схема одноступенчатого подъема жидкости на базе скважинного насоса замещения, фиг.2 - схема многоступенчатого подъема жидкости на базе скважинных насосов замещения, фиг.3 - принципиальная схема скважинного насоса замещения, фиг.4 - схема несущего фланца скважинного насоса, фиг.5, 6 и 7 - порядок работы скважинных насосов замещения.When the depth of the formation is up to 50 meters, a one-stage fluid rise is carried out, and when the depth is more than 50 meters, it is up to 5000 meters — a multi-stage fluid rise is installed by the installation on the basis of borehole displacement pumps, shown in the drawings, where Fig. 1 is a diagram of a single-stage liquid rise based on a borehole displacement pump , Fig. 2 is a diagram of a multi-stage fluid lifting based on borehole displacement pumps; Fig. 3 is a schematic diagram of a borehole displacement pump; Fig. 4 is a diagram of a bearing flange of a borehole pump; Submersible well pump operations.
На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 и 7 изображены: труба обсадная 1, перфорационные отверстия 2 обсадной трубы, добываемая жидкость 3, скважинный насос замещения 4, несущий трубопровод 5, трубопровод 6 подъема добываемой жидкости, приемная труба 7, кабель 8 электрический промежуточный, заглушка 9 нижнего разъема электропитания насоса нижней ступени, фланец 10 обсадной трубы, несущий фланец 11 скважинного насоса, уплотнительная прокладка 12, несущий патрубок 13, патрубок 14 добываемой жидкости, патрубок 15 сжатого газа, вакуум-компрессорный агрегат 16 для подачи сжатого газа, электрический шкаф 17, выходной патрубок 18 компрессора, трубопровод 19 сжатого газа, электрический разъем 20, электрический разъем 21, магистральный трубопровод 22, центральная труба 23, электрический пневмораспределитель 24, всасывающий патрубок 25, нагнетательный патрубок 26, нижний электрический разъем 27, верхний электрический разъем 28, фильтрующая насадка 29, кабель 30 электропитания скважинного насоса, кабель 31 электропитания компрессора, линия 32 электропитания, входной патрубок 33 компрессора, соединительная труба 34, патрубок 35 избыточного давления, клапан 36 избыточного давления, трубопровод 37 попутного газа, сапун 38, управляющая секция 39 насоса, основная секция 40 насоса, клапанная секция 41 насоса, первая рабочая камера 42, вторая рабочая камера 43, поплавковая камера 44 первой рабочей камеры, поплавковая камера 45 второй рабочей камеры, первый магнитный поплавковый клапан 46 двойного действия, второй магнитный поплавковый клапан 47 двойного действия, седло 48 первой рабочей камеры, седло 49 второй рабочей камеры, верхнее седло 50 первой рабочей камеры, верхнее седло 51 второй рабочей камеры, герконовый датчик уровня 52 первой камеры, герконовый датчик уровня 53 второй камеры, всасывающий клапан 54 первой рабочей камеры, всасывающий клапан 55 второй рабочей камеры, нагнетательный клапан 56 первой рабочей камеры, нагнетательный клапан 57 второй рабочей камеры, всасывающий канал 58, нагнетательный канал 59, сквозной провод 60 цепи электропитания, провод 61 электропитания блока управления, провод 62 управления пневмораспределителем, провод 63 управления пневмораспределителем, провод 64 герконового датчика первой рабочей камеры, провод 65 герконового датчика второй рабочей камеры, отверстие 66 для отвода отработавших газов, канал 67 для отвода отработавшего газа, канал 68 для подачи и отвода рабочего газа в первую рабочую камеру, канал 69 для подачи и отвода рабочего газа во вторую рабочую камеру, управляющий электронный блок 70, канал 71 сжатого газа, муфта 72, подвесной стержень 73 приемной трубы, промежуточный провод 74, вентиль 75 подачи сжатого газа, вентиль 76 заправки сжатым газом, вентиль 77 контрольного манометра, манометр 78 контрольный, отверстия крепежные 79, отвод 80.Figure 1, 2, 3, 4, 5, 6 and 7 show:
При монтаже установки на базе скважинных насосов замещения для многоступенчатой добычи газированной жидкости (фиг.2) все подключения производят в такой же последовательности, как и при монтаже одноступенчатой установки, с той лишь разницей, что после монтажа скважинного насоса замещения нижней ступени, через определенное расстояние (5-50 м), монтируют скважинные насосы замещения дополнительных ступеней, количество которых зависит от высоты, на которую необходимо поднять жидкость, и определяется по формуле:When installing the installation on the basis of well substitution pumps for multi-stage production of carbonated liquid (Fig. 2), all connections are made in the same sequence as when installing a single-stage installation, with the only difference being that after installing the well pump to replace the lower stage, after a certain distance (5-50 m), borehole pumps are installed to replace additional stages, the amount of which depends on the height by which the liquid must be raised, and is determined by the formula:
n=H/h,n = H / h,
где n - количество ступеней установки,where n is the number of installation steps,
H - высота, на которую необходимо поднять жидкость,H is the height to which the liquid must be raised,
h - шаг, с которым монтируются скважинные насосы замещения (5-50 м).h is the step with which borehole replacement pumps are mounted (5-50 m).
Рассмотрим осуществление способа при одноступенчатой добыче газированной жидкости (фиг.1):Consider the implementation of the method with single-stage production of carbonated liquid (figure 1):
- скважинный насос замещения 4 подвешивают в обсадной трубе 1 скважины посредством несущего трубопровода 5;- the downhole displacement pump 4 is suspended in the
- приемную трубу 7 с фильтрующей насадкой 29 соединяют с поддерживающим стержнем с муфтой 36 с нижним концом центральной трубы 23 скважинного насоса замещения 4, муфта 36 герметично закрывает нижний конец центральной трубы 23;- the
- всасывающий патрубок 25 герметично соединяют с приемной трубой 7, при этом длина приемной трубы может быть любой и зависит только от того, из какой глубины необходимо поднять жидкость;- the
- на нижний разъем 27 герметично устанавливают заглушку 9;- on the
- верхний конец центральной трубы 23 герметично соединяют с несущим трубопроводом 5, а трубопровод добываемой жидкости 6 - с нагнетательным патрубком 26;- the upper end of the
- к верхнему разъему 28 подключают кабель 8.- to the
При осуществлении способа скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине ниже статического уровня жидкости на 5-25 м, при этом несущий трубопровод 5 герметично соединен с несущим патрубком 13, герметично собранным на несущем фланце 11. Трубопровод добываемой жидкости 6 соединен с патрубком добываемой жидкости 14, который также герметично собран на несущем фланце 11. Кабель электропитания 8 подключен к разъему 20, расположенному на несущем фланце 11. Несущий фланец 11 установлен на фланец обсадной трубы 10, а для обеспечения герметичности между ними установлена прокладка 12 и стянуты болтами (на чертеже не показаны). Несущий патрубок 13 соединен с входным патрубком 33 компрессора 16 посредством соединительной трубы 34. Патрубок сжатого газа 15 соединен с вентилем 75, установленным на выходном патрубке 18 компрессора 16 посредством трубы 19, а патрубок добываемой жидкости 14 соединен с магистральным трубопроводом 22. Патрубок избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36 соединены с трубопроводом попутного газа 37. Кабель электропитания скважинного насоса 30, одним концом подключенный к электрическому шкафу 17, подключен к разъему 21, находящемуся на несущем фланце 11 и связанному с разъемом 20 посредством промежуточного провода 34, герметично заделанного в него. Посредством кабеля 31 компрессор 16 подключен к электрическому шкафу 17, который в свою очередь подключен к линии электропитания 32.When implementing the method, the downhole substitution pump for the lower stage of the installation is located in the well below the static liquid level by 5-25 m, while the
Несущий фланец установки на базе скважинных насосов замещения для одноступенчатого или многоступенчатого подъема газированной жидкости конструктивно ничем не отличается (фиг.4) и представляет собой сборочную единицу, состоящую из фланца 11 и герметично собранных на нем патрубков: несущего 13, добываемой жидкости 14, сжатого газа 15 с находящимся на нем отводом 80 с вентилем 76 для заправки скважины сжатым рабочим газом, контрольным манометром 78, его вентилем 77 и патрубка избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36. На фланце расположены также электрические разъемы 20 и 21, которые соединены между собой промежуточным проводом 74.The bearing flange of the installation on the basis of borehole replacement pumps for a single-stage or multi-stage lifting of aerated liquid is not structurally different (Fig. 4) and is an assembly unit consisting of a
Несущий патрубок 13 соединен герметично с несущим трубопроводом скважинного насоса и предназначен для его удерживания, одновременно он служит для отвода отработавшего и попутного газов к вакуум-компрессорному агрегату. Патрубок добываемой жидкости 14 соединен с трубопроводом добываемой жидкости скважинного насоса и служит для перекачивания жидкости в магистральный трубопровод. Патрубок сжатого газа 15 соединен с выходным патрубком вакуум-компрессорного агрегата и предназначен для подачи сжатого газа в затрубное пространство скважины. Отвод 80 с вентилем 76 предназначены для заправки скважины сжатым газом от внешнего источника перед началом работы, а контрольный манометр 78 - для контроля давления в скважине. Патрубок избыточного давления 35 с клапаном избыточного давления 36 предназначены для удаления избыточного попутного газа из затрубного пространства скважины в трубопровод попутного газа. Электрические разъемы 20 и 21 соединены между собой герметично заделанным промежуточным проводом 34 и предназначены для передачи к скважинному насосу электропитания.The
Перед включением смонтированной установки в затрубном пространстве скважины создают повышенное давление рабочего (попутного) газа до 1,0 МПа, (фиг.1 и 2). Для этого от внешнего источника сжатого газа через вентиль 76 подают сжатый газ в затрубное пространство скважины. Контроль за давлением осуществляют контрольным манометром 78. Вентиль 75 при заправке скважины должен быть закрыт. За счет создания в затрубном пространстве повышенного давления рабочего газа, под действием которого статический уровень жидкости в скважине понижается, скважинный насос замещения нижней ступени 4 оказывается выше уровня жидкости. Соответственно, рабочий газ, поступающий в одну из рабочих камер модуля (фиг.3) через сапун 38, канал сжатого газа 71, пневмораспределитель 24 и по каналам 68 или 69, в зависимости от положения пневмораспределителя 24, вытесняет жидкость из рабочей камеры 42 или 43. При этом поплавковый клапан 46 или 47 опускается и перекрывает седла 48 или 49, предотвращая тем самым утечку сжатого газа в трубопровод добываемой жидкости 6. Вторая рабочая камера в это время остается заполненной жидкостью. Жидкость в трубопроводе 6 при этом остается на статическом уровне, так как давление в ней не меняется и остается низкой.Before turning on the mounted installation in the annulus of the well create an increased pressure of the working (associated) gas to 1.0 MPa, (Fig.1 and 2). To do this, from an external source of compressed gas through the
В многоступенчатой установке (фиг.2) сжатый газ также заполнит одну из рабочих камер скважинных насосов замещения всех ступеней. После заполнения затрубного пространства сжатым газом открывают вентиль 75, и скважинная насосная установка готова к работе.In a multi-stage installation (Fig. 2), compressed gas will also fill one of the working chambers of downhole replacement pumps of all stages. After filling the annulus with compressed gas,
Включают вакуум-компрессорный агрегат 16, подают электрический ток по кабелю 8 к скважинным насосам замещения 4, и установка начинает работать.Turn on the
При одноступенчатом подъеме жидкости установка для добычи газированной жидкости работает следующим образом.When a single-stage lifting of the liquid installation for the production of carbonated liquid works as follows.
На момент подачи электроэнергии для управления скважинным насосом замещения в затрубном пространстве скважины находится рабочий газ под высоким давлением (фиг.5). Газ также находится в одной из рабочих камер, рабочей камере 42, а другая рабочая камера 43 заполнена жидкостью. Поплавковый клапан 47, находясь в верхнем положении, перекрывает седло 51 и тем самым препятствует попаданию жидкости в трубопровод отработавшего газа 5, а магнит, встроенный в него, включает герконовый датчик 53. Давление в трубопроводе отработавшего газа 5 низкое, так как газ отсасывается постоянно вакуум-компрессорным агрегатом 16. При подаче электроэнергии по кабелю 8 герконовый датчик 53 дает сигнал по проводу 65 на блок управления 70, который формирует команду и передает ее по проводу 63 на переключение пневмораспределителя 24. После переключения пневмораспределителя 24 (фиг.6) в камеру 43 начинает поступать сжатый газ из затрубного пространства через сапун 38 по каналу 71 и 69 и вытеснять жидкость в трубопровод 6 через седло 49, нагнетательный клапан 57 и по каналу 59. В это же время из камеры 42 сжатый газ удаляется в трубопровод отработавшего газа 5 по каналам 68 и 67 через пневмораспределитель 24, в результате понижения давления в камеру поступает жидкость под напором через седло 48, клапан 54 и по приемному каналу 58 из приемной трубы 7. При завершении процесса вытеснения жидкости из камеры 43 поплавковый клапан 47 перекрывает седло 49, предотвращая утечку сжатого газа. В это время при заполнении камеры 42 поплавковый клапан 46, всплывая, перекрывает седло 50, одновременно замыкая герконовый датчик 52, в результате чего происходит переключение пневмораспределителя 24. После переключения пневмораспределителя 24 (фиг.7) в камеру 42 поступает сжатый газ и вытесняет жидкость через седло 48 и клапан 56 в нагнетательный канал 59 и далее в трубопровод 6. В это время из камеры 43 сжатый газ удаляется в трубопровод отработавшего газа 5, а в камеру поступает жидкость через седло 49, клапан 55 и по каналу 58 из приемной трубы 7. Добываемая жидкость по трубопроводу 6 поднимается на поверхность, а отработавший газ по трубопроводу отработанного газа 5 к входу вакуум-компрессорного агрегата 16, который закачивает его обратно в затрубное пространство скважины, тем самым происходит поддержание давления в затрубном пространстве. Таким образом, непрерывно чередуя циклы пиема и вытеснения в рабочих камерах 42 и 43, скважинный насос замещения создает непрерывный поток жидкости в трубопроводе 6 до тех пор, пока не будет отключено электропитание.At the time of the supply of electricity to control the downhole displacement pump in the annulus of the well is a working gas under high pressure (figure 5). Gas is also located in one of the working chambers, the working
В процессе добычи газированной жидкости происходит выделение попутного газа в рабочий газ, а это в свою очередь приводит к повышению давления в затрубном пространстве скважины выше рабочего, чтобы этого не происходило, удаление избыточного попутного газа производится через патрубок 35 и клапан 36 избыточного давления в трубопровод попутного газа 37.In the process of producing soda liquid, associated gas is released into the working gas, and this, in turn, leads to an increase in pressure in the annulus of the well above the working one so that this does not happen, excess associated gas is removed through
При многоступенчатом подъеме газированной жидкости установка на базе скважинных насосов замещения (фиг.2) работает аналогично, с той лишь разницей, что в ней через определенные расстояния смонтированы дополнительные скважинные насосы замещения в количестве, достаточном для подъема жидкости на поверхность. Скважинные насосы замещения всех ступеней идентичны и взаимозаменяемы.With a multi-stage lifting of carbonated liquid, the installation on the basis of borehole displacement pumps (Fig. 2) works similarly, with the only difference being that, at certain distances, additional borehole replacement pumps are mounted in it in an amount sufficient to raise the liquid to the surface. Borehole displacement pumps of all stages are identical and interchangeable.
Скважинный насос замещения любой ступени при многоступенчатой добыче предназначен для приема жидкости от соседнего нижнего и подъема к соседнему верхнему и начинает работать только тогда, когда она заполнит одну из рабочих камер, а до этого момента находится в режиме ожидания. Принцип работы всех скважинных насосов замещения установки одинаков.A multi-stage downhole substitution pump for multi-stage production is designed to receive fluid from the neighboring lower and rise to the neighboring upper one and starts to work only when it fills one of the working chambers, and until that moment is in standby mode. The principle of operation of all borehole pumps for the equivalent installation is the same.
Техническим эффектом является создание легко встраиваемого в существующую систему нефтедобычи, электробезопасного простого в эксплуатации и обслуживании способа, позволяющего осуществить добычу с больших и малых глубин газированной жидкости с большим содержанием механических примесей и попутного газа и из скважин с малым дебетом, в том числе за счет способа добычи пластовой газированной жидкости, включающего подъем жидкости насосами, при этом непрерывный поток жидкости создают путем чередования циклов приема и вытеснения рабочих камер взаимозаменяемых двухкамерных скважинных насосов замещения, соединенных трубопроводами добываемой жидкости, отвода отработавшего и попутного газов и кабелем электропитания; для этого скважинный насос замещения нижней ступени установки располагают в скважине, ниже статического уровня жидкости на 5-25 м; после чего повышают давление в загерметизированном затрубном пространстве, в котором статический уровень жидкости понижают до уровня, ниже размещения нижней ступени скважинного насоса замещения, и за счет разности повышенного давления и пониженного давления, создаваемого вакуум-компрессорным агрегатом в трубопроводе отвода отработавшего и попутного газов и в одной из рабочих камер насоса нижней ступени установки, производят прием жидкости; а вытеснение из другой камеры насоса нижней ступени и насосов остальных ступеней по трубопроводу добываемой жидкости к насосам верхних ступеней создают за счет поступления в них сжатого газа из затрубного пространства скважины, при этом прием жидкости рабочими камерами насосов, расположенных выше, обеспечивают за счет вытеснения жидкости из рабочих камер, ниже расположенных насосов.The technical effect is the creation of a method that is easily integrated into the existing oil production system and is electrically safe, easy to operate and maintain, that allows producing carbonated liquids with large contents of mechanical impurities and associated gas from large and shallow depths and from wells with low debit, including through the method production of carbonated formation fluid, including lifting the fluid with pumps, while a continuous flow of fluid is created by alternating the cycles of reception and displacement of workers to measures interchangeable dual chamber substitution downhole pump connected by pipelines produced fluid, and removing the exhaust gases and the associated power supply cable; for this, the downhole substitution pump for the lower stage of the installation is located in the well, below the static liquid level by 5-25 m; then increase the pressure in the sealed annulus, in which the static liquid level is lowered to a level lower than the placement of the lower stage of the downhole displacement pump, and due to the difference in the increased pressure and the reduced pressure created by the vacuum compressor unit in the exhaust and associated gas exhaust pipes one of the working chambers of the pump of the lower stage of the installation, receive liquid; and the displacement from the other chamber of the lower stage pump and the pumps of the remaining stages through the produced fluid pipeline to the upper stage pumps is created by the supply of compressed gas from the annulus of the well, while the reception of liquid by the working chambers of the pumps located above is ensured by the displacement of liquid from working chambers below the located pumps.
Claims (1)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124177/06A RU2427728C1 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Procedure for extraction of reservoir gassy fluid |
| PCT/RU2011/000194 WO2011159190A1 (en) | 2010-06-16 | 2011-03-28 | Method for extracting gasified formation fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124177/06A RU2427728C1 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Procedure for extraction of reservoir gassy fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2427728C1 true RU2427728C1 (en) | 2011-08-27 |
Family
ID=44756800
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010124177/06A RU2427728C1 (en) | 2010-06-16 | 2010-06-16 | Procedure for extraction of reservoir gassy fluid |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2427728C1 (en) |
| WO (1) | WO2011159190A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106761573B (en) * | 2016-11-28 | 2019-04-30 | 郭志企 | A kind of drainage device and its pumping method based on bellows pump |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1999004166A1 (en) * | 1997-07-17 | 1999-01-28 | Aktsionernoe Obshchestvo 'sukhoi Naphtha Corporation' | Pumping apparatus for pumping liquids from wells and method for supplying the pumping apparatus with a driving fluid |
| RU2325553C1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Method and device for liquid lifting from bores |
| RU90859U1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-01-20 | Анатолий Михайлович Данч | SYSTEM OF MULTI-STAGE LIFTING OF LIQUIDS FROM DRILLING WELLS |
-
2010
- 2010-06-16 RU RU2010124177/06A patent/RU2427728C1/en not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-03-28 WO PCT/RU2011/000194 patent/WO2011159190A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011159190A1 (en) | 2011-12-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7363983B2 (en) | ESP/gas lift back-up | |
| CA2418186A1 (en) | Esp pump for gassy wells | |
| CN204899812U (en) | Annular space ftercompction pressure release automatic control equipment | |
| CN108119100B (en) | Oil well lifting system and oil pumping method thereof | |
| RU90859U1 (en) | SYSTEM OF MULTI-STAGE LIFTING OF LIQUIDS FROM DRILLING WELLS | |
| RU2427728C1 (en) | Procedure for extraction of reservoir gassy fluid | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| EA016743B1 (en) | Assembly and method for production of gas or gas and condensate/oil | |
| CN210461052U (en) | Inverted flow guide cover type electric submersible screw pump oil production device | |
| RU177609U1 (en) | VERTICAL PUMP INSTALLATION | |
| CN104806211B (en) | One kind takes over calm the anger extracting device of oil and method | |
| US20160109063A1 (en) | Apparatus and method to flush esp motor oil | |
| CN113653468B (en) | Hydraulic direct-drive rodless heating oil production device in well | |
| RU2424448C1 (en) | Procedure for extraction of reservoir degassed fluid | |
| RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
| CN115977588A (en) | High-gas-content well lifting pipe column | |
| RU2421636C1 (en) | Gasified liquid extraction plant | |
| CN204436353U (en) | Gas can force the equipment of lifting water or oil | |
| RU2427729C1 (en) | Borehole pneumatic displacement pump | |
| RU2403444C1 (en) | Method for production of gassed bed fluid | |
| CN208073442U (en) | A kind of composite oil pumping device of linear dynamo oil pump and electric submersible pump concatenation | |
| RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
| RU2421635C1 (en) | Still liquid extraction plant | |
| CN109386023B (en) | Multi-well pump linkage type deep well water supply method and system | |
| RU2403443C1 (en) | Method for production of bed non-gassed fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160617 |