RU2567571C1 - Device intended for gas withdrawal from annular space in oil well - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is referred to the oil industry and may be used in producing wells to reduce the pressure of a separated associated gas in the annular space and to increase oil inflow from the formation. The device intended for gas withdrawal from the annular space in an oil well is comprised of a pump cylinder for inlet and outlet of the pumped fluid, a plunger in the barrel, return valves mounted at both sides of the cylinder and connecting the cavity of the cylinder with the annular space of the well. The plunger in the cylinder is made as two pistons connected by a rod. The rod passes through the cylinder gasket, at both sides of which product inlet and outlet lines are connected to the cylinder through a flow switch. One of the lines is connected to a discharge collector of the well up to a disconnecting gate in the collector while the other one is connected downstream the above line. Gas lines from the tubular annulus are connected to both ends of the cylinder through one pair of return valves; through the other pair of valves the cylinder ends are connected to the discharge collector downstream the disconnecting gate. In the cylinder ends there are electric contacts connected to a solenoid drive of the flow switch.

EFFECT: potential gas withdrawal from the annular space to the discharge collector of the well for different techniques of mechanised oil extraction.

1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.The present invention relates to the oil industry and can be used in production wells to reduce the pressure of the separated associated gas in the annulus and increase the flow of oil from the reservoir.

Известно, что накопление сепарированного на приеме глубинных насосов газа в затрубном пространстве приводит к «отжатию» динамического уровня жидкости, снижению притока нефти и срыву работы насосов из-за попадания в них газа. В целях предупреждения срыва работы насосов затрубное пространство скважины сообщают с выкидным коллектором на устье скважины через обратный клапан.It is known that the accumulation of gas separated at the reception of deep pumps in the annulus leads to "squeezing" the dynamic level of the liquid, reducing the flow of oil and disrupting the operation of the pumps due to the ingress of gas into them. In order to prevent failure of the pumps, the annular space of the well is communicated with a discharge manifold at the wellhead through a check valve.

К примеру, известно устройство (Патент РФ №2309240 C1. Устьевое оборудование насосов нефтедобывающих скважин. Заявл. 09.03.2006. Опубл. 27.10.2007). Оно включает установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентричной муфтой для подключения тройника и нагнетательной линии скважины. Во фланцевой части планшайбы выполнены вертикальный и горизонтальный каналы для установки перепускного устройства. Повышение давления в затрубном пространстве приводит к открытию подпружиненного перепускного клапана и пропуску газа из затрубного пространства в напорную линию скважины.For example, a device is known (RF Patent No. 2309240 C1. Wellhead equipment for oil well pumps. Claims. 09.03.2006. Publ. 27.10.2007). It includes a faceplate mounted on the flange of the production casing with an eccentric sleeve for connecting the tee and the injection line of the well. In the flange part of the faceplate, vertical and horizontal channels are made for installing a bypass device. The increase in pressure in the annulus leads to the opening of the spring-loaded bypass valve and the passage of gas from the annulus into the pressure line of the well.

Известен также обратный устьевой клапан (Патент РФ №2367775 C1. Обратный устьевой клапан нефтяной, нефтегазовой скважины. Заявл. 18.06.2008. Опубл. 20.09.2009), включающий полый корпус, оснащенный подводящими патрубками для нефти и газа, а также отвода смеси на устье скважины. При превышении давления газа над давлением потока жидкости на величину 0,02…0,05 МПа подпружиненная тарель клапана отрывается от седла и пропускает газ из затрубного пространства в жидкостный поток при режиме «мягкого» смешения для создания оптимальных тепловых условий в зоне размещения клапана. При снижении давления газа тарель вновь перекрывает седло клапана.A wellhead check valve is also known (RF Patent No. 2367775 C1. A check wellhead valve for an oil, oil and gas well. Declared June 18, 2008. Publish. September 20, 2009), including a hollow body equipped with inlet pipes for oil and gas, as well as the discharge of the mixture to wellhead. When the gas pressure exceeds the pressure of the fluid flow by a value of 0.02 ... 0.05 MPa, the spring-loaded valve disc comes off the seat and passes gas from the annulus into the fluid flow in the "soft" mixing mode to create optimal thermal conditions in the valve placement area. With a decrease in gas pressure, the plate again closes the valve seat.

Однако применение обоих приведенных выше аналогов неэффективно при повышенных давлениях жидкости в выкидном коллекторе. Давление газа не может преодолеть это давление, и динамический уровень жидкости снижается до приема насоса, и газ срывает его работу.However, the use of both of the above analogues is ineffective at high fluid pressures in the discharge manifold. The gas pressure cannot overcome this pressure, and the dynamic level of the liquid decreases before the pump is received, and the gas disrupts its operation.

Известно, что отбор газа или газированной жидкости из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) может производиться с помощью эжектора, установленного внутри колонны. Откачиваемая с помощью электроцентробежного насоса жидкость входит в сопло эжектора и эжектирует газонефтяную смесь из затрубного пространства в НКТ, за счет чего снижается давление газа в затрубном пространстве (Патент РФ №1825544. Устройство для подъема газированной жидкости из скважины. Заявл. 29.06.1988. Опубл. 12.10.1992 г.).It is known that the selection of gas or carbonated liquid from the annulus into the tubing string can be done using an ejector installed inside the string. The liquid pumped out using an electric centrifugal pump enters the nozzle of the ejector and ejects the gas-oil mixture from the annulus into the tubing, thereby reducing the gas pressure in the annulus (RF Patent No. 1825544. Device for lifting carbonated liquid from a well. Announced. 06/29/1988. Publ. October 12, 1992).

Устройство обладает существенным недостатком, состоящим в значительных гидравлических сопротивлениях движению жидкости в рабочем сопле эжектора. Они приводят к снижению напора и подачи погружного насоса.The device has a significant drawback consisting in significant hydraulic resistance to fluid movement in the working nozzle of the ejector. They lead to a decrease in head and submersible pump flow.

Наиболее близкой к предложенному устройству является установка скважинного штангового насоса, позволяющая осуществлять принудительную откачку газа из затрубного пространства в колонну НКТ и в выкидной коллектор скважины с помощью дополнительного насоса, установленного в верхней части колонны насосно-компрессорных труб и состоящего из цилиндра с проточным плунжером, расположенного в колонне НКТ, обратными клапанами, расположенными по обе стороны цилиндра для периодического всасывания в цилиндр газа из затрубного пространства скважины и последующего нагнетания газа в насосно-компрессорные трубы и в выкидной коллектор скважины (Патент №122453 на полезную модель «Установка скважинного штангового насоса». Заявл. 24.04.2012 г. Опубл. 27.11.2012 г.). Кроме того, в плунжере дополнительного насоса и на устье скважины установлена дополнительная пара обратных клапанов, позволяющая в совокупности с указанными выше клапанами производить отбор газа из затрубного пространства за каждый ход плунжера насоса. Таким образом, циклически из затрубного пространства как при ходе вверх, так и при ходе насоса вниз отбирается порция газа и закачивается дополнительным насосом в выкидной коллектор скважины. За счет этого снижается давление газа в затрубном пространстве.Closest to the proposed device is the installation of a borehole sucker rod pump, which allows for forced pumping of gas from the annulus into the tubing string and into the flow header of the well using an additional pump installed in the upper part of the tubing string and consisting of a cylinder with a flowing plunger located in the tubing string, with check valves located on both sides of the cylinder for periodic suction of gas into the cylinder from the annulus of wells and the subsequent injection of gas into the tubing and the flow collector of the well (Patent No. 122453 for the utility model “Installation of a borehole sucker rod pump.” Declared April 24, 2012 Publish. November 27, 2012). In addition, an additional pair of check valves is installed in the plunger of the auxiliary pump and at the wellhead, which, together with the above valves, allows gas to be taken from the annulus for each stroke of the pump plunger. Thus, a portion of gas is taken cyclically from the annulus both during the upward and during the downward stroke of the gas and is pumped into the flow collector by an additional pump. Due to this, the gas pressure in the annulus decreases.

Недостатком такой установки является невозможность ее применения при других способах механизированной добычи нефти, к примеру, погружными центробежными или винтовыми насосными установками.The disadvantage of this installation is the impossibility of its use in other methods of mechanized oil production, for example, submersible centrifugal or screw pump units.

Технической задачей предложенного устройства является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины для различных способов механизированной добычи нефти.The technical task of the proposed device is to provide the possibility of pumping gas from the annulus into the discharge well reservoir for various methods of mechanized oil production.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины, согласно изобретению, плунжер в цилиндре, размещенном на дневной поверхности скважины, выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком, проходящим через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции, одна из которых соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее, к обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки, причем в торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока.The problem is solved in that in the known device including a pump cylinder for entering and exiting the pumped liquid, a plunger in the cylinder, check valves located on both sides of the cylinder and communicating the cylinder cavity with the annulus of the well, according to the invention, a plunger in the cylinder placed on the day surface of the well, made in the form of two pistons connected by a rod passing through the cylinder gland, on both sides of which lines for entry and exit are connected to the cylinder through the flow switch and produced products, one of which is connected to the flow switch of the well before the discontinuous valve in the collector, and the other after it, gas lines from the annulus are connected to both ends of the cylinder through one pair of check valves, and the ends of the cylinder are connected to the flow collector through the other pair of valves after a burst valve, and at the ends of the cylinder there are electrical contacts connected to the electromagnetic drive of the flow switch.

На чертеже приведена схема реализации предложенного устройства.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed device.

Устройство состоит из цилиндра 1 с двумя поршнями 2 и 3, соединенными шком 4, проходящим через центральный сальник 5 в цилиндре.The device consists of a cylinder 1 with two pistons 2 and 3 connected by a shaft 4 passing through a central oil seal 5 in the cylinder.

В выкидном коллекторе 6 в скважине установлена разрывная задвижка 7, по обе стороны которой к коллектору подсоединены входной 8 и выходной 9 краны, соединяющие коллектор через переключатель потока 10 с электромагнитом (на рис не показан) с цилиндром 1 по обе стороны сальника 5.In the discharge manifold 6, a burst valve 7 is installed in the well, on both sides of which an input 8 and output 9 taps are connected to the collector, connecting the collector through a flow switch 10 with an electromagnet (not shown in figure) with cylinder 1 on both sides of the stuffing box 5.

С торцевых сторон в цилиндр входят электроконтакты 11 и 12, замыкающие цепь электромагнитов переключателя потока 10. Кроме того, к обоим торцам цилиндра 1 через обратные клапаны 13, 14, 15 и 16 подведены газовые линии 17 и 18. Линия 17 через задвижку 19 подсоединена к эксплуатационной колонне 20, т.е. к затрубному пространству скважины, а линия 18 соединена с выкидным коллектором 6 за разрывной задвижкой 7 через кран 9. Выкидной коллектор 6 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 21, по которой производится подъем пластовой жидкости.From the ends of the cylinder, the electric contacts 11 and 12 enter, closing the electromagnet circuit of the flow switch 10. In addition, gas lines 17 and 18 are connected to both ends of the cylinder 1 through check valves 13, 14, 15 and 16. Line 17 is connected to the valve 19 to production casing 20, i.e. to the annulus of the well, and line 18 is connected to the discharge manifold 6 behind the bursting valve 7 through the valve 9. The discharge manifold 6 is connected to the tubing string 21, through which the formation fluid is lifted.

Переключатель потока 10 соединяет коллектор 6 с цилиндром 1 через задвижку 8 либо с левой, либо с правой стороны сальника 5. При этом соответственно правая или левая стороны цилиндра 1 будут соединены с коллектором 6 за разрывной задвижкой 7 через кран 9.A flow switch 10 connects the manifold 6 to the cylinder 1 through a valve 8 either on the left or on the right side of the stuffing box 5. In this case, the right or left sides of the cylinder 1, respectively, will be connected to the manifold 6 behind the burst valve 7 through the valve 9.

Для контроля за работой устройства установлены манометры 22, 23 и 24.To control the operation of the device, pressure gauges 22, 23 and 24 are installed.

Скважина может быть оборудована как штанговым насосом (колонна штанг 25 на чертеже), так и другими типами насосов.The well can be equipped with both a sucker rod pump (rod string 25 in the drawing) and other types of pumps.

Работа устройства состоит в следующем. В период эксплуатации скважины на приеме глубинного насоса (на чертеже не показан) происходит сепарация свободного газа. Часть газа поступает в насос вместе с жидкостью, а часть - в затрубное пространство. Постоянное поступление газа в затрубное пространство повышает в нем давление до значения, близкого к давлению в коллекторе 6. Если это давление не может достичь давления в коллекторе, динамический уровень жидкости в затрубном пространстве будет снижаться вплоть до глубины подвески насоса и срывать его работу.The operation of the device is as follows. During the operation of the well at the reception of a deep pump (not shown in the drawing), free gas is separated. Part of the gas enters the pump along with the liquid, and part into the annulus. The constant flow of gas into the annulus increases the pressure in it to a value close to the pressure in the manifold 6. If this pressure cannot reach the pressure in the manifold, the dynamic liquid level in the annulus will decrease down to the depth of the pump suspension and disrupt its operation.

На чертеже показано положение переключателя потока 10, при котором добываемая продукция поступает в цилиндр 1 с левой стороны сальника 5. Разрывная задвижка 7 коллектора 6 в период работы устройства остается постоянно закрытой. В таком случае добываемая жидкость под напором, создаваемым глубинным насосом из колонны насосно-компрессорных труб 21, поступает в коллектор 6 и через кран 8 входит в цилиндр 1. Напор жидкости заставляет поршень 2, а следовательно, и поршень 3 перемещаться влево. В этот период освобождается объем цилиндра 1 с правой стороны поршня 3 и в него через задвижку 19 и обратный клапан 16 из затрубного пространства скважины под напором будет поступать газ, снижая давление в затрубном пространстве.The drawing shows the position of the flow switch 10, in which the produced product enters the cylinder 1 on the left side of the stuffing box 5. The bursting valve 7 of the manifold 6 remains permanently closed during the operation of the device. In this case, the produced fluid under the pressure created by the deep pump from the tubing string 21 enters the manifold 6 and enters the cylinder 1 through the valve 8. The fluid pressure forces the piston 2, and therefore the piston 3, to move to the left. During this period, the volume of cylinder 1 is released on the right side of the piston 3 and gas will flow into it through the valve 19 and the check valve 16 from the annulus of the well under pressure, reducing the pressure in the annulus.

Одновременно в коллектор 6 за разрывной задвижкой 7 через обратный клапан 13, линию 18 и кран 9 из цилиндра 1 с левой стороны поршня 2 будет нагнетаться газ, поступивший из затрубного пространства скважин в предыдущий цикл положения переключателя потока 10.At the same time, the gas coming from the annular space of the wells into the previous cycle of the position of the flow switch 10 will be pumped into the manifold 6 behind the bursting valve 7 through the check valve 13, line 18 and the valve 9 from the cylinder 1 on the left side of the piston 2.

В этот же период из зоны цилиндра 1 между поршнем 3 и сальником 5 поршнем 3 будет вытесняться жидкость в коллектор через переключатель потока 10 и кран 9.In the same period, from the zone of the cylinder 1 between the piston 3 and the oil seal 5 by the piston 3, liquid will be forced into the collector through the flow switch 10 and the valve 9.

Для того чтобы это произошло, необходимо, чтобы давление нагнетания жидкости из колонны труб 21 в цилиндр слева от сальника 5 превышало давление в коллекторе 6 за разрывной задвижкой 7. Иными словами, для перемещения поршней 2 и 3 в цилиндре 1 необходимо создать перепад давления по обе стороны разрывной задвижки 7. Таким образом, перемещение поршней в цилиндре 1 достигается за счет некоторого увеличения давления нагнетания жидкости глубинным насосом. При этом на определенную величину возрастут нагрузки на насосное оборудование скважины.For this to happen, it is necessary that the pressure of the fluid from the pipe string 21 into the cylinder to the left of the gland 5 exceeds the pressure in the manifold 6 behind the bursting valve 7. In other words, to move the pistons 2 and 3 in the cylinder 1, it is necessary to create a pressure differential across both the sides of the discontinuous valve 7. Thus, the movement of the pistons in the cylinder 1 is achieved due to some increase in the pressure of the liquid discharge by the depth pump. At the same time, the load on the pumping equipment of the well will increase by a certain amount.

После того как поршни 2 и 3 достигнут крайнего левого положения, срабатывает электроконтакт 11 и электромагниты переключателя потока 10 переключают его на подачу жидкости через кран 8 в цилиндр 1 справа от сальника 5.After the pistons 2 and 3 have reached the extreme left position, the electrical contact 11 is activated and the electromagnets of the flow switch 10 switch it to supply fluid through a valve 8 to the cylinder 1 to the right of the oil seal 5.

Возросшее давление в правой области между поршнем 3 и сальником 5 заставит поршни перемещаться вправо. В этот период газ из цилиндра 1 с правой стороны поршня 3 через клапан 15, линию 18 и кран 9 будет нагнетаться в коллектор с правой стороны разрывной задвижки 7. В это же время жидкость из цилиндра 1 между поршнем 2 и сальником 5 через переключатель потока 10 и кран 9 будет также вытесняться в коллектор 6 за разрывной задвижкой 7.The increased pressure in the right area between the piston 3 and the gland 5 will cause the pistons to move to the right. During this period, gas from cylinder 1 on the right side of the piston 3 through valve 15, line 18 and valve 9 will be pumped into the manifold on the right side of the bursting valve 7. At the same time, liquid from cylinder 1 between the piston 2 and the stuffing box 5 through the flow switch 10 and the valve 9 will also be forced into the manifold 6 behind the bursting valve 7.

При перемещении поршня 2 вправо в освобождающийся объем цилиндра через обратный клапан 14 будет поступать газ из затрубного пространства скважины.When the piston 2 is moved to the right, gas will flow from the annulus of the well into the released volume of the cylinder through the check valve 14.

По достижению поршнем 3 крайнего правого положения срабатывает электрический контакт 12 на переключение с помощью электромагнитов переключателя потока 10. Далее цикл повторяется вновь.Upon reaching the extreme right position by the piston 3, the electrical contact 12 is triggered to switch by means of the electromagnets of the flow switch 10. Next, the cycle is repeated again.

Откачка газа в коллектор с помощью устройства позволяет снизить давление в затрубном пространстве, сохранить приток жидкости из пласта и нормальную работу глубинного насоса.Pumping gas into the reservoir using the device allows you to reduce the pressure in the annulus, to maintain the flow of fluid from the reservoir and the normal operation of the downhole pump.

Геометрические размеры цилиндра 1, величины трения в поршнях 2 и 3 и сальнике 5, проходные размеры обратных клапанов 13, 14, 15 и 16 рассчитываются исходя из необходимой величины снижения давления в затрубном пространстве и допустимого роста нагрузок на глубинное оборудование скважины при подъеме давления в коллекторе 6 до разрывной задвижки 7.The geometric dimensions of the cylinder 1, the friction values in the pistons 2 and 3 and the stuffing box 5, the passage sizes of the check valves 13, 14, 15 and 16 are calculated on the basis of the required pressure drop in the annulus and the permissible increase in the load on the downhole equipment when the pressure rises in the reservoir 6 to burst valve 7.

Технико-экономическим преимуществом предложенного устройства является обеспечение притока жидкости из пласта благодаря увеличению депрессии на забое скважины, работы насоса без срыва подачи, а также независимость его применения от способа механизированной добычи нефти.The technical and economic advantage of the proposed device is to ensure the flow of fluid from the reservoir due to an increase in depression at the bottom of the well, pump operation without interruption, as well as the independence of its application from the method of mechanized oil production.

Claims (1)

Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины, включающее цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины, отличающееся тем, что плунжер в цилиндре, размещенном на дневной поверхности скважины, выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком, проходящим через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции, одна из которых соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее, к обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки, причем в торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока. A device for removing gas from the annular space of an oil well, including a pump cylinder for entering and exiting the pumped liquid, a plunger in the cylinder, check valves located on both sides of the cylinder and communicating the cylinder cavity with the annulus of the well, characterized in that the plunger is in the cylinder placed on the day surface of the well, it is made in the form of two pistons connected by a rod passing through a cylinder gland, on both sides of which lines are connected to the cylinder through a flow switch ode and output of the produced products, one of which is connected to the flow switch of the well before the discontinuous valve in the manifold, and the other after it, gas lines from the annulus are connected to both ends of the cylinder through one pair of check valves, and the ends of the cylinder are connected through the other pair of valves to by a flow collector after an explosive valve, and at the ends of the cylinder there are electrical contacts connected to the electromagnetic drive of the flow switch.

Images