RU2704088C1 - Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to production of oil in well operated by bottom-hole rod pump and can be used for oil production with any content of associated gas. Proposed device comprises extra pair of "plunger-cylinder" arranged above bottom-hole pump. Said pair plunger is connected to the rod while the cylinder is connected to the tubing string. There are gas bypass valves for communication with in-tube cavity above and under the extra pair cylinder. This pair is similar to a pair of bottom-hole pump. Its connecting elements are made in the form of an adapter with gas-bypass valves mounted outside. Cylinder of the additional pair is selected along the length equal to the cylinder length of the bottom-hole pump pair. At that, for the well with normal or small gas factor the additional diameter pair cylinder is selected smaller, than the tubing string diameter. For a well with a large gas factor, an additional diameter pair is selected larger than that of the tubing string.

EFFECT: increasing operating efficiency of bottom-hole rod pump, increasing well flow rate and reducing power consumption.

1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, и может быть использовано для добычи нефти с высоким содержанием попутного газа, отрицательно влияющего на дебит скважины.The invention relates to the oil industry, namely to the operation of wells equipped with sucker rod pumps, and can be used for oil production with a high content of associated gas, which negatively affects the flow rate of the well.

Известен способ эксплуатации скважины (см. патент РФ №2142554, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. в Б.и. №34, 10.12.1999 г.), оборудованной электроцентробежным насосом (ЭЦН). Способ предусматривает спуск насоса под динамический уровень флюида в интервал глубины, в котором давление на приеме насоса ниже критического давления основных газовых компонентов добываемого флюида, но не ниже 3 МПа. При этом отбор нефти осуществляют одновременно с отбором газа из затрубного пространства вакуумным насосом.There is a known method of operating a well (see RF patent No. 2142554, IPC 6 ЕВВ 43/00, published in BI No. 34, 12/10/1999), equipped with an electric centrifugal pump (ESP). The method involves lowering the pump under a dynamic fluid level to a depth interval in which the pressure at the pump inlet is lower than the critical pressure of the main gas components of the produced fluid, but not lower than 3 MPa. In this case, the selection of oil is carried out simultaneously with the selection of gas from the annulus by a vacuum pump.

Недостатком способа является то, что неконтролируемое извлечение попутного газа из затрубного пространства вакуумным насосом затрудняет поддержание давления ниже 3 МПа на приеме насоса. Кроме того, для осуществления способа требуется дорогостоящее оборудование, вызывающее большой расход электроэнергии, связанный с работой вакуумного насоса. Применение его в скважинах оборудованных штанговыми глубинными насосами авторами не предусмотрено.The disadvantage of this method is that the uncontrolled extraction of associated gas from the annulus by a vacuum pump makes it difficult to maintain a pressure below 3 MPa at the pump intake. In addition, the implementation of the method requires expensive equipment, causing a large consumption of electricity associated with the operation of the vacuum pump. Its use in wells equipped with sucker rod pumps by the authors is not provided.

Указанные недостатки частично устранены в устройстве для перепуска газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине оборудованной ЭЦН (см. патент РФ №2303124, МПК Е21В 43/12, опубл. в Б.и. №20, 20.07.2007 г.). Устройство включает соединенную с обоих концов с НКТ муфту с боковым отверстием. Муфта соединена боковой поверхностью с боковой поверхностью корпуса с прилеганием по максимальной плоскости для обеспечения наибольшей передачи тепла от муфты к корпусу. Корпус снабжен соединяющимися между собой продольным каналом и боковым отверстием муфты. В продольном канале корпуса расположен штуцер и обратный клапан с фильтром. Обратный клапан обеспечивает стравливание газа при превышении давления в межтрубном пространстве над давлением в колонне НКТ на 0,1-0,2 МПа.These shortcomings were partially eliminated in the device for transferring gas from the annulus to the tubing string in a well equipped with an ESP (see RF patent No. 2303124, IPC EV 43/12, publ. In B.I. No. 20, 20.07 .2007). The device includes a coupling with a lateral hole connected at both ends to the tubing. The coupling is connected by a lateral surface to a lateral surface of the housing with a fit on a maximum plane to ensure the greatest heat transfer from the coupling to the housing. The housing is equipped with interconnected longitudinal channel and side opening of the coupling. A fitting and a check valve with a filter are located in the longitudinal channel of the housing. The non-return valve provides gas bleeding when the pressure in the annulus exceeds the pressure in the tubing string by 0.1-0.2 MPa.

Однако и оно не лишено недостатков. Так, оно может найти ограниченное применение, в скважинах оборудованных ЭЦН, поскольку его обратный клапан срабатывает только при превышении давления газа в межтрубном пространстве над давлением в колонне НКТ на 0,1-0,2 МПа, а принудительный перепуск газа при этом не предусмотрен, что делает его неприменимым в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН). Например, при попытке его использования в скважинах с ШГН непременно произойдет выравнивание давлений межтрубного газа с давлением в выкидной линии на устье скважины и скважинный обратный клапан для перепуска газа не откроется. Следовательно, устройство не обеспечит перепуск межтрубного газа в НКТ.However, it is not without flaws. So, it can be of limited use in wells equipped with an ESP, since its non-return valve only works when the gas pressure in the annulus exceeds the pressure in the tubing string by 0.1-0.2 MPa, and gas forced bypass is not provided, which makes it inapplicable in wells equipped with sucker rod pumps (SHG). For example, when you try to use it in wells with SHGN, pressure of the annular gas will certainly equalize with the pressure in the flow line at the wellhead and the well check valve for gas bypass will not open. Therefore, the device will not provide bypass annulus in the tubing.

Ни одно из множества обнаруженных технических решений не предназначено для перепуска межтрубного газа в НКТ в скважинах, оборудованных ШГН.None of the many technical solutions discovered is designed to bypass annular gas in the tubing in wells equipped with SHGN.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение эффективности работы ШГН, увеличение дебита скважины и снижение затрат электроэнергии.The technical task of the present invention is to increase the efficiency of the SHGN, increase the flow rate of the well and reduce energy costs.

Поставленная техническая задача достигается тем, что глубинное газоперепускное устройство для скважины, эксплуатируемой штанговым насосом, содержит установленную выше глубинного насоса дополнительную пару «плунжер-цилиндр», плунжер которой связан со штангой, а цилиндр с связан с насосно-компрессорными трубами - НКТ, газоперепускные клапаны для сообщения с внутритрубной полостью над и под цилиндром дополнительной пары, причем дополнительная пара «плунжер-цилиндр» выполнена аналогично паре глубинного насоса, ее присоединительные элементы выполнены в виде переходника с вмонтированными снаружи газоперепускными клапанами, цилиндр дополнительной пары выбран по длине равным длине цилиндра пары глубинного насоса, при этом для скважины с нормальным или малым газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран меньшим, чем диаметр труб НКТ, а для скважины с большим газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран большим, чем диаметр труб НКТ.The stated technical problem is achieved by the fact that the deep gas transfer device for the well operated by the rod pump contains an additional pair of “plunger-cylinder” installed above the deep pump, the plunger of which is connected to the rod, and the cylinder is connected to the tubing - tubing, gas transfer valves for communication with the in-tube cavity above and below the cylinder of an additional pair, moreover, an additional pair of “plunger-cylinder” is made similar to a pair of deep pump, its connecting el the copings are made in the form of an adapter with gas-transfer valves installed externally, the additional pair cylinder is chosen along the length equal to the length of the cylinder of the deep-well pump pair, while for a well with a normal or small gas factor, the additional pair cylinder is smaller in diameter than the tubing diameter, and for the well with a large gas factor, the cylinder of the additional pair in diameter is chosen larger than the diameter of the tubing.

Новым является то, что устройство дополнительно снабжено смонтированной на глубине скважины не более одной длины трубы НКТ – выше глубинного насоса парой: плунжер-цилиндр, связанные со штангой и НКТ соответственно, аналогично паре: плунжер-цилиндр глубинного насоса, причем газоперепускные окна выполнены верхнее - над цилиндром, а нижнее - под цилиндром, при этом в устьевой выкидной линии флюида установлен обратный клапан, работающий на открытие со стороны поступления флюида из скважины.New is that the device is additionally equipped with a maximum of one tubing length mounted at a depth of the tubing — above the deep pump, a pair: a plunger-cylinder connected with a rod and tubing, respectively, similar to a pair: a plunger-cylinder of a downhole pump, and the gas transfer windows are made upper above the cylinder, and the lower one under the cylinder, while a check valve is installed in the wellhead flow line of the fluid, which works to open from the side of the fluid intake from the well.

Патентные исследования с целью определения технического уровня и предварительной проверки на новизну проводились ретроспективностью в 20 лет по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» г. Бугульмы, РТ.Patent studies with the aim of determining the technical level and preliminary testing for novelty were carried out in retrospect at the age of 20 according to the patent fund of the TatNIPIneft Institute in Bugulma, RT.

Как показал анализ известных технических решений в данной области техники, предлагаемое техническое решение имеет существенные признаки, которые отсутствуют в обнаруженных аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков обеспечивает получение нового технического результата, отмеченного выше. Следовательно, можно предположить, что заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности «новизна», по нашему мнению, и критерию «изобретательский уровень».As shown by the analysis of well-known technical solutions in this technical field, the proposed technical solution has significant features that are not found in the analogues, and their use in the claimed combination of essential features provides a new technical result, noted above. Therefore, we can assume that the claimed technical solution meets the conditions of patentability "novelty", in our opinion, and the criterion of "inventive step".

Приведенные рисунки поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображен общий вид оборудования для осуществления заявляемого способа в продольном разрезе, где видна штанговая глубинная насосная установка (ШГНУ), спущенная в зону продуктивного пласта и дополнительная пара -плунжер - цилиндр, смонтированные на глубине скважины не более одной длины трубы НКТ, связанные: плунжер с колонной штанг, а цилиндр - с НКТ с помощью муфт (переводников), а также перепускные клапаны, сообщенные с окнами для перепуска газа, устьевое оборудование, станок - качалка, в частичном продольном разрезе.The figures given illustrate the essence of the invention, where in FIG. 1 shows a General view of the equipment for implementing the inventive method in a longitudinal section, where a sucker-rod pumping unit (SHGU) is visible, lowered into the zone of the reservoir and an additional pair — plunger — cylinder, mounted at a depth of the borehole of not more than one tubing length, related: plunger with a column of rods, and a cylinder with tubing using couplings (sub), as well as bypass valves in communication with windows for gas bypass, wellhead equipment, rocking machine, in partial longitudinal section.

На фиг. 2 - вид на 1 по фиг .1, где видна дополнительная пара: плунжер - цилиндр, плунжер которой связан с колонной штанг, а цилиндр - с НКТ с помощью переходника, а также сообщенные с газоперепускными окнами перепускные клапаны, смонтированные с наружной стороны переходника, соединяющих первую трубу НКТ от устья скважины с последующей трубой. Из рисунка видно, что у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра выбран меньшим, чем диаметр трубы НКТ, для использования в скважинах с нормальным газовым фактором.In FIG. 2 is a view of 1 in Fig. 1, where an additional pair is visible: a plunger - a cylinder, the plunger of which is connected to the rod string, and the cylinder - to the tubing using an adapter, and also bypass valves connected to the gas transfer windows mounted on the outside of the adapter, connecting the first tubing pipe from the wellhead to the subsequent pipe. It can be seen from the figure that for a pair: plunger - cylinder, the cylinder diameter is chosen smaller than the diameter of the tubing, for use in wells with a normal gas factor.

На фиг. 3 - то же, что на фиг. 2, когда у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра выбран большим, чем диаметр трубы НКТ для использования в скважинах с высоким газовым факторомIn FIG. 3 is the same as in FIG. 2, when the pair: plunger - cylinder, the cylinder diameter is chosen larger than the diameter of the tubing for use in wells with a high gas factor

Оборудование (см. фиг. 1) для эксплуатации скважины 1 глубинным штанговым насосом 2, приводимым в работу наземным приводом 3, включает смонтированную на глубине Н=12 м и менее от устья скважины, т.е. не более одной длины трубы 4 НКТ, которая обычно составляет 10 или 12 м, дополнительную пару: плунжер-цилиндр (см. фиг. 2), соединенные: плунжер 5 с колонной штанг 6, а цилиндр 7 с НКТ с помощью переходников 8 и 9, аналогично паре: плунжер-цилиндр глубинного насоса 2. Для слаженной работы системы дополнительная пара: плунжер-цилиндр и пары: плунжер-цилиндр глубинного насоса размеры цилиндра их по длине выбирают равными. Как видно из фиг.2, для перепуска газа из межтрубного в трубного пространства в скважинах с нормальным или малым газовым фактором диаметр цилиндра у дополнительной пары: плунжер-цилиндр выбран меньшим, чем диаметр трубы НКТ. Для скважин с высоким газовым фактором у пары: плунжер - цилиндр диаметр цилиндра 7 выбран большим, чем диаметр трубы 4 НКТ (см. фиг. 3). Поскольку конструкции у дополнительных пар: плунжер-цилиндр, изображенных на фиг. 2 и 3, выполнены одинаковыми и различаются только размерами по диаметру, позиции на элементы даны одинаковыми.Equipment (see Fig. 1) for operating a well 1 with a deep-well sucker-rod pump 2, driven by a ground-based drive 3, includes mounted at a depth of H = 12 m or less from the wellhead, i.e. no more than one pipe length 4 of the tubing, which is usually 10 or 12 m, an additional pair: a plunger-cylinder (see Fig. 2), connected: a plunger 5 with a column of rods 6, and a cylinder 7 with tubing using adapters 8 and 9 , similar to a pair: plunger-cylinder of a deep pump 2. For coordinated operation of the system, an additional pair: plunger-cylinder and pairs: plunger-cylinder of a deep pump, their cylinder lengths are chosen equal in length. As can be seen from figure 2, for the passage of gas from the annular into the pipe space in wells with a normal or small gas factor, the cylinder diameter of the additional pair: the plunger-cylinder is chosen smaller than the diameter of the tubing. For wells with a high gas factor in a pair: plunger-cylinder, cylinder diameter 7 is selected larger than the diameter of the tubing 4 tubing (see Fig. 3). Since the constructions are for additional pairs: the plunger-cylinder shown in FIG. 2 and 3, are made the same and differ only in size in diameter, positions on the elements are given the same.

Оборудование также содержит перепускные клапаны 10 и 11 верхний и нижний соответственно, установленные на наружной стенке переходников 8 и 9. Полости клапанов сообщены с полостью трубного пространства 12 и 13 через окна 14 и 15 соответственно, выполненные в стенке переходников 8 и 9, верхнее - над цилиндром 7, а нижнее - под ним, обеспечивающие поступление через них попутного газа из межтрубного пространства 16 в трубное попеременно в такт приема и подачи флюида плунжером 5. На устье скважины в выкидной линии 17 флюида установлен обратный клапан 18, работающий на открытие со стороны поступления флюида из скважины, для эффективной работы клапанов при создании плунжером вакуума в процессе всасывания и нагнетания флюида. Для повышения эффективности перепуска газа из затрубного пространства в трубное в скважинах с высоким газовым фактором диаметр цилиндра у дополнительной пары: плунжер-цилиндр выбран большим, чем диаметр трубы НКТ (см. фиг. 3).The equipment also contains bypass valves 10 and 11, the upper and lower, respectively, mounted on the outer wall of the adapters 8 and 9. The cavity of the valves communicates with the cavity of the pipe space 12 and 13 through the windows 14 and 15, respectively, made in the wall of the adapters 8 and 9, the upper - above cylinder 7, and the lower one underneath it, providing associated gas from the annular space 16 to the pipe alternately with the plunger 5. The check valve 18 is installed at the wellhead in the flow line 17 of the fluid; melting to the opening from the side of the fluid intake from the well, for the valves to operate efficiently when the plunger creates a vacuum in the process of suction and injection of fluid. To increase the efficiency of gas bypass from the annulus to the tube in wells with a high gas factor, the cylinder diameter of an additional pair: the plunger-cylinder is chosen larger than the diameter of the tubing (see Fig. 3).

Ограничение глубины установки в скважине дополнительной пары: плунжер-цилиндр диктуется тем, что давление жидкости, находящейся в манифольдной линии, не оказывала большого противодавления газу, поступающему из затрубного пространства в трубную.Limiting the installation depth in the well of an additional pair: the plunger-cylinder is dictated by the fact that the pressure of the liquid in the manifold line does not exert a large backpressure to the gas coming from the annulus into the tube.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Спускают штанговый глубинный насос 2 под динамический уровень флюида в компоновке с оборудованием для перепуска попутного газа из межтрубного пространства в трубное, как это изображено на фиг.1. Затем глубинную насосную установку запускают в работу наземным приводом 3 при открытой задвижке 19 манифольдной линии 17. При этом, связанный со штангами 6 плунжер 5 дополнительной пары: плунжер - цилиндр оборудования для перепуска попутного газа одновременно получает возвратно-поступательное движение в такт движения плунжера 20 глубинного насоса 2.Lower the sucker rod pump 2 under the dynamic level of fluid in the layout with the equipment for passing associated gas from the annular space into the tube space, as shown in figure 1. Then, the downhole pumping unit is put into operation by the ground drive 3 with the open valve 19 of the manifold line 17. Moreover, the plunger 5 of an additional pair connected to the rods 6: the plunger - the cylinder of the associated gas bypass equipment simultaneously receives a reciprocating motion in time with the movement of the plunger 20 of the deep pump 2.

При этом происходит следующее. При движении плунжера 5 (см. фиг. 2 и 3), например, с верхней точки вниз происходит заполнение его полости по каналам 21 и 22, клапан 18 на манифольдной линии 17 закрывается, а запорный элемент 23 верхнего клапана 10 открывается от создавшегося вслед за плунжером вакуума (разрежения), пропуская газ из затрубного пространства 16 в трубное через окно 14 и до тех пор, пока плунжер 5 не достигнет нижней крайней точки. В момент достижения этой точки, клапан 10 закрывается и поступление газа прекращается. Далее, при движении плунжера 5 вверх идет подача флюида плунжером в манифольдную линию 17, при котором одновременно запорный элемент 24 нижнего клапана 11 открывается за счет возникшего под плунжером 15 вакуума и давления газа в затрубном пространстве, вследствие чего начинается поступление газа через окно 15 из затрубного пространство в трубное 11 и до тех пор, пока плунжер 5 не достигнет верхней крайней точки. В момент достижения этой точки клапан 11 закрывается и поступление газа прекращается. Далее цикл повторяется. Как видим, поступление попутного газа из затрубного пространства в трубное с помощью перепускных клапанов происходит попеременно в такт приема и подачи флюида плунжером.In doing so, the following occurs. When the plunger 5 moves (see Figs. 2 and 3), for example, from the upper point downward, its cavity is filled through channels 21 and 22, the valve 18 on the manifold line 17 closes, and the shut-off element 23 of the upper valve 10 opens from a vacuum plunger (rarefaction), passing gas from the annulus 16 into the pipe through the window 14 and until the plunger 5 reaches the bottom extreme point. When this point is reached, the valve 10 closes and the flow of gas stops. Further, when the plunger 5 moves upward, fluid is supplied by the plunger to the manifold line 17, in which the shut-off element 24 of the lower valve 11 is simultaneously opened due to the vacuum and gas pressure in the annulus arising under the plunger 15, as a result of which gas flows through the window 15 from the annular the space in the pipe 11 and until the plunger 5 reaches the upper extreme point. When this point is reached, the valve 11 closes and the gas flow stops. Next, the cycle repeats. As you can see, the flow of associated gas from the annulus to the pipe with the help of bypass valves alternately occurs in time with the reception and supply of fluid by the plunger.

Технико-экономические преимущества предложения заключаются в следующем:The technical and economic advantages of the proposal are as follows:

- использование способа, как показали предварительные промысловые испытания, обеспечивает улучшение показателей работы установки ШГН и получение дополнительной добычи нефти, поскольку в затрубном пространстве давление попутного нефтяного газа снижается в среднем в 3 и более раза, а это приводит к увеличению динамического уровня флюида в скважине или поддержать его в оптимальном уровне- the use of the method, as shown by preliminary field tests, improves the performance of the SHGN installation and provides additional oil production, since the pressure of associated gas in the annulus decreases by an average of 3 or more times, and this leads to an increase in the dynamic level of fluid in the well or keep him at an optimal level

- обеспечивается снижение энергопотребления за счет бесперебойной работы ШГН в оптимальном режиме;- provides a reduction in energy consumption due to the uninterrupted operation of SHGN in optimal mode;

- отказ от компрессора для отбора газа из затрубного пространства, установленного на устье скважины.- abandonment of the compressor for the selection of gas from the annulus installed at the wellhead.

Источники информацииInformation sources

1. Патент РФ №2142554, МПК 6 Е21В 43/00, опубл. в Б.и. №34, 10.12.1999 г.1. RF patent No. 2142554, IPC 6 ЕВВ 43/00, publ. in B.I. No. 34, December 10, 1999

2. Патент РФ №2303124, МПК Е21В 43/12, опубл. в Б.и №20, 20.07.2007 г.2. RF patent №2303124, IPC ЕВВ 43/12, publ. in B. and No. 20, 07.20.2007

3. Патент РФ №2079636, МПК Е21В 43/00, опубл., 20.05.1997 г.3. RF patent №2079636, IPC ЕВВ 43/00, publ., 05.20.1997

4. Патент РФ №2074954, МПК Е21В 43/12, опубл., 10.03.1997 г.4. RF patent No. 2074954, IPC ЕВВ 43/12, publ., 03/10/1997

5. Патент РФ №2591309, МПК Е21В 43/12, F16K, опубл., 30.06.2015 г.5. RF patent No. 2591309, IPC Е21В 43/12, F16K, publ., 06/30/2015

6. Патент РФ №2517287, МПК Е21В 43/12, F04F, опубл., 27.05.2014 г.6. RF patent No. 2517287, IPC ЕВВ 43/12, F04F, publ., May 27, 2014.

Claims (1)

Глубинное газоперепускное устройство для скважины, эксплуатируемой штанговым насосом, содержащее установленную выше глубинного насоса дополнительную пару «плунжер-цилиндр», плунжер которой связан со штангой, а цилиндр связан с насосно-компрессорными трубами - НКТ, газоперепускные клапаны для сообщения с внутритрубной полостью над и под цилиндром дополнительной пары, отличающееся тем, что дополнительная пара «плунжер-цилиндр» выполнена аналогично паре глубинного насоса, ее присоединительные элементы выполнены в виде переходника с вмонтированными снаружи газоперепускными клапанами, цилиндр дополнительной пары выбран по длине равным длине цилиндра пары глубинного насоса, при этом для скважины с нормальным или малым газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран меньшим, чем диаметр труб НКТ, а для скважины с большим газовым фактором цилиндр дополнительной пары по диаметру выбран большим, чем диаметр труб НКТ.Depth gas transfer device for a well operated by a rod pump, containing an additional pair of “plunger-cylinder” installed above the deep pump, the plunger of which is connected to the rod, and the cylinder is connected to tubing - tubing, gas transfer valves for communication with the in-tube cavity above and below the an additional pair of cylinders, characterized in that the additional “plunger-cylinder” pair is made similar to a pair of deep pump, its connecting elements are made in the form of an adapter with mounted on the outside by gas transfer valves, the cylinder of the additional pair is chosen equal in length to the length of the cylinder of the pair of the deep pump, while for the well with a normal or small gas factor, the cylinder of the additional pair is smaller in diameter than the diameter of the tubing, and for the well with a large gas factor, the cylinder of the additional diameter pairs selected larger than the diameter of the tubing.

Images