RU2737805C1 - Production method of oil with high gas factor - Google Patents
Production method of oil with high gas factor Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737805C1 RU2737805C1 RU2020124353A RU2020124353A RU2737805C1 RU 2737805 C1 RU2737805 C1 RU 2737805C1 RU 2020124353 A RU2020124353 A RU 2020124353A RU 2020124353 A RU2020124353 A RU 2020124353A RU 2737805 C1 RU2737805 C1 RU 2737805C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- level
- packer
- pipe
- formation
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин на месторождениях нефти с высоким газовым фактором.The invention relates to the oil and gas industry, in particular for the development and operation of production wells in oil fields with a high gas ratio.
Известен способ освоения и эксплуатации скважин (патент RU № 2394978, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.07.2010 Бюл. № 20), включающий установку пакера, под которым устанавливают перепускное устройство, спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах - НКТ, осуществление подъема скважинной жидкости по НКТ за счет периодического включения и отключения насоса, причем между пакером и глубинным насосом устанавливают, по меньшей мере, одно перепускное устройство и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, затем при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто» осуществляют освоение скважины насосом до полного или частичного извлечения воды и жидкости глушения, далее отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и/или осуществляют смену глухой пробки на перепускное устройство и перепускают через него по НКТ из подпакера затрубный газ в трубную полость вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы.The known method of development and operation of wells (patent RU No. 2394978, IPC Е21В 43/00, publ. 20.07.2010 Bull. No. 20), including the installation of a packer, under which a bypass device is installed, lowering a deep pump on tubing - tubing, lifting the well fluid along the tubing by periodically turning on and off the pump, and between the packer and the deep pump is installed at least one bypass device and / or at least one landing element with a blind plug, then when the bypass device is in in the "closed" position, the well is developed with a pump until the complete or partial extraction of water and kill fluid, then the submersible pump is turned off and the bypass device is moved from the "closed" position to the "open" position and / or the blind plug is changed to the bypass device and passed through it along the tubing from the subpacker, annular gas into the tubular cavity together with the formation fluid and bring the well to fountain mode of operation.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за динамическим уровнем жидкости, необходимость постоянного синхронного переключения включения-выключения насоса и закрытия и открытия перепускного клапана, что снижает надежность, напрямую связанную с количеством переходных процессов при переключении.The disadvantages of this method are the complexity of implementation due to the need for constant monitoring of the dynamic level of the liquid, the need for constant synchronous switching on / off of the pump and the closing and opening of the bypass valve, which reduces the reliability directly related to the number of transient processes during switching.
Известен также способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором (патент RU № 2627797, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.08.2017 Бюл. № 23), включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, причем в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.There is also known a method of pumping oil with a high gas-oil ratio (patent RU No. 2627797, IPC Е21В 43/00, publ. 08/11/2017 Bull. No. 23), including drilling a sidetrack below the dynamic fluid level in the main wellbore, cementing the bottom of the main wellbore and lowering equipment into it, moreover, a liner is lowered into the main bore below the sidetrack inset, the deep pump is positioned above the sidetrack inset, the annular space of the well is connected to the upper part of the pressure tank and a discharge manifold located at the wellhead, and the lower part of the pressure vessel is connected with a pump, the receiving part of which communicates with the supply tank for the working fluid, and the pumping out of the accumulating gas from the annular space is performed periodically using a pump that is switched on to supply the working fluid to the injection tank with gas in the cycle of its injection into the flow manifold, and is disconnected to drain the working liquid from the injection tank to the supply tank in cycle le the gas flow from the annular space into the injection tank.
Недостатками данного способа являются сложность реализации высокие материальные затраты, связанные со строительством бокового ствола, и невозможность эксплуатации при снижении пластового давления ниже врезки (с учетом того, что угол врезки составляет 2º – 4º, а минимальный радиус кривизны составляет примерно 60 м, то врезка должна осуществляться выше кровли продуктивного пласта как минимум на 40 м, то есть работоспособный предел пластового давления должен быть не менее ≈ 0,4 МПа, а с учетом снижения насосом гидродинамического уровня – 0,5 – 0,6 МПа, чтобы исключить срыв потока жидкости на входе насоса).The disadvantages of this method are the complexity of implementation, high material costs associated with the construction of a sidetrack, and the impossibility of operation with a decrease in reservoir pressure below the tie-in (taking into account that the tie-in angle is 2º - 4º, and the minimum radius of curvature is about 60 m, the tie-in should to be carried out above the top of the productive formation at least 40 m, that is, the operable reservoir pressure limit should be at least ≈ 0.4 MPa, and taking into account the decrease in the hydrodynamic level by the pump - 0.5 - 0.6 MPa, in order to exclude the stall of the fluid flow by pump inlet).
Наиболее близким по технической сущности является глубинно-насосная установка (патент RU № 2586349, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/38, опубл. 10.06.2016 Бюл. № 16), включающая штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере, причём что коммутатор, насаженный на упоры трубы-хвостовика, гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце, с трубой-свечой, длина которой превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос, при этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами.The closest in technical essence is a downhole pumping unit (patent RU No. 2586349, IPC Е21В 43/00, Е21В 43/38, publ. 10.06.2016 Bull. No. 16), including a sucker rod pump, a liner pipe with a check valve installed on the packer, moreover, that the switch, mounted on the stops of the liner pipe, hydraulically connects the said liner pipe through the check valve installed at its upper end with the candle pipe, the length of which exceeds the distance from the dynamic level to the pump suspension depth, while the pipe - a liner with a pipe-candle form a hydraulic channel for communication of the bottomhole with the annular space, parallel to the pipe-candle, a sucker rod pump is installed on the upper coupling half of the said switch, while the lower end of the switch is made in the form of a truncated cone with a base directed downwards, and is equipped with centralizers.
Данным устройством реализуется способ добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий спуск на технологических трубах в вертикальную скважину и установку пакера с трубой-хвостовиком, оснащенной выше пакера обратным клапаном и наружными упорами, извлечение технологических труб, спуск на колонне труб с насосом коммуникатора, нижний торец которого выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами, с параллельной насосу трубой-свечой, сообщенной с внутренней полостью коммуникатора, коммуникатор спускают до установки коммуникатора при помощи конуса на наружные упоры трубы-хвостовика с расположением верхнего края трубы-свечи (патрубка) выше динамического уровня, образуемого при работе насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, а вход насоса расположен выше коммуникатора.This device implements a method of oil production with a high gas-oil ratio, including running on process pipes into a vertical well and installing a packer with a liner pipe equipped above the packer with a check valve and external stops, removing process pipes, running on a pipe string with a communicator pump, bottom end which is made in the form of a truncated cone with a base directed downwards, and is equipped with centralizers along the outer diameter, with a pipe-candle parallel to the pump connected to the inner cavity of the communicator, the communicator is lowered before installing the communicator using a cone on the outer stops of the pipe-liner with the location of the upper edge the pipe-candles (branch pipe) are higher than the dynamic level formed during the operation of the pump, while the liner pipe with the pipe-candle form a hydraulic channel for communication of the well bottom with the annular space, and the pump inlet is located above the communicator.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности практического осуществления способа в диапазоне давлений от 0,3 МПа до 10 МПа, что связано наличием коммуникатора, располагаемого выше пакра, обратного клапана (на открытие которого необходимо как минимум 0,1 МПа) в трубе-хвостовике, располагаемом ниже пакера, под которым из-за этого скапливается выделяемый из продукции газ (который, являясь естественным демпфером для прокачки выше пакер требует как минимум 0,1 МПа) плюс как минимум 10 м над уровнем паста для установки пакера, а необходимость расположения трубы-свечи выше динамического уровня, который при уровне 1000 м (примерно 10МПа) над уровнем пакера может в большой доле вероятности привести к обрыву лифтовой колонны или нарушению соединения с коммуникатором, также из-за наличия обратного клапана в хвостовике и подпакерном пространстве невозможно проводить никаких теологических операций, при этом сложность реализации, так как для установки требуется как минимум две спускоподъемные операции (установка пакера и спуск насосного оборудования с трубой-свечой) и высокая вероятность нарушения коллекторских свойств пласта из-за полного отсутствия защиты от него.The disadvantages of this method are a narrow area of application due to the possibility of practical implementation of the method in the pressure range from 0.3 MPa to 10 MPa, which is due to the presence of a communicator located above the packer, a check valve (to open which requires at least 0.1 MPa) in a liner pipe located below the packer, under which, because of this, the gas released from the product accumulates (which, being a natural damper for pumping above the packer, requires at least 0.1 MPa) plus at least 10 m above the level of paste for installing the packer, and the need to position the pipe-candle above the dynamic level, which at a level of 1000 m (approximately 10 MPa) above the packer level can in a high degree of probability lead to a break in the tubing string or disruption of the connection with the communicator, also due to the presence of a check valve in the liner and under-packer space is impossible carry out any theological operations, while the complexity of implementation, since installation requires a at least two tripping operations (setting a packer and lowering pumping equipment with a pipe-plug) and a high probability of disruption of the reservoir properties of the formation due to the complete lack of protection from it.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяющим упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.The technical objective of the proposed invention is to create a method of oil production with a high gas-oil ratio, which makes it possible to simplify and reduce material costs due to the reduction of tripping operations when installing equipment to one, to protect the formation from the effects of destructive low pressures and to expand the field of application due to the possibility of exploiting productive formations with minimum reservoir pressure ≈ 0.1 MPa and the possibility of carrying out technological operations in the under-packer space of the well.
Техническая задача решается способом добычи нефти с высоким газовым фактором, включающим спуск в вертикальный ствол скважины и установку выше продуктивного пласта пакера, спуска на колонне труб насоса со входом, располагаемым выше пакера с соединённой коммуникатором параллельным патрубком, выход которого расположен выше входа насоса, а вход сообщен с подпакерным пространством скважины, отбор дегазированной продукции пласта насосом по колонне труб, а газа – из затрубного пространства. На это авторы не претендуют.The technical problem is solved by the method of oil production with a high gas-oil ratio, including running into a vertical wellbore and installing a packer above the pay zone, running a pump on a pipe string with an inlet located above the packer with a parallel pipe connected by a communicator, the outlet of which is located above the pump inlet, and the inlet communicated with the under-packer space of the well, extraction of degassed formation products by a pump along the pipe string, and gas from the annulus. The authors do not pretend to this.
Новым является то, что предварительно геофизическими исследованиями определяют давление насыщения продукции пласта, критическое давление пласта, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта, и соответствующие им уровни жидкости, пакер перед спуском жестко соединяют с патрубком, который соединяют с колонной труб насоса коммуникатором, выполненным в виде параллельного якоря, так, чтобы после спуска на колонне труб и установки пакера выход патрубка располагался выше критического уровня, но ниже – уровня давления насыщения, при спуске вход насоса располагают ниже критического уровня, при этом уровень жидкости в скважине контролируют датчиками давления или устьевым уровнемером, технологически связанными с блоком управления насоса, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости в надпакерном пространстве между уровнем входа насоса и уровнем газопроявления.What is new is that preliminary geophysical studies determine the saturation pressure of the formation production, the critical formation pressure at which the reservoir properties of the formation are disturbed, and the corresponding fluid levels, the packer is rigidly connected before running into a branch pipe, which is connected to the pump pipe string by a communicator made in in the form of a parallel anchor, so that after running on the pipe string and installing the packer, the outlet of the branch pipe is located above the critical level, but below the saturation pressure level; during the descent, the pump inlet is located below the critical level, while the liquid level in the well is monitored by pressure sensors or a wellhead level gauge , technologically connected with the pump control unit, which regulates its operation to find the liquid level in the above-packer space between the pump inlet level and the gas production level.
Новым является также то, что для проведения технологических операций в подпакерное пространство скважины через патрубок вводят технологическую колонну.It is also new that for carrying out technological operations, a technological string is introduced into the sub-packer space of the well through a branch pipe.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, регулирование уровня жидкости производят включением и выключением насоса, причем при снижении уровня жидкости в надпакерном пространстве до уровня минимального рабочего уровня его отключают, а при восстановлении до максимального рабочего уровня – включают.It is also new that within the range from the pump level to the saturation pressure level, the technologically justified minimum and maximum levels, respectively, are selected, the liquid level is controlled by turning the pump on and off, and when the liquid level in the above-packer space drops to the minimum operating level, it is turned off, and when recovering to the maximum operating level - turn on.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, в пределах которых осуществляют плавное регулирование производительности насоса.It is also new that within the range from the pump level to the saturation pressure level, the technologically justified minimum and maximum levels, respectively, are selected, within which the pump performance is smoothly controlled.
На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе. Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность способа, на чертеже не показаны или показаны условно.The drawing shows a diagram of the implementation of the method in longitudinal section. Structural elements, process connections and seals that do not affect the performance of the method are not shown in the drawing or are shown conditionally.
Способ добычи нефти с высоким газовым фактором осуществляется в следующей последовательности.The method of producing oil with a high gas-oil ratio is carried out in the following sequence.
Предварительно геофизическими исследованиями в скважине 1 определяют давление насыщения, ниже которого происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта 2, критическое давление пласта 2, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта 3, и соответствующие им уровни жидкости 3 и 4 (показаны условно), рассчитываемые по формуле:Preliminary geophysical studies in well 1 determine the saturation pressure, below which there is intense gas release from the production of
H=P/(g×ρ), H = P / (g × ρ) ,
где Н – уровень жидкости над продуктивным пластом 2, м;where H is the liquid level above the
g – ускорение свободного падения, ≈ 9,81 м/с2;g - acceleration due to gravity, ≈ 9.81 m / s 2 ;
ρ – плотность добываемой пластовой жидкости, кг/м3.ρ is the density of the produced formation fluid, kg / m 3 .
После чего выше вскрытого пласта 2 устанавливают пакер 5 (например, защищенные патентами RU №№ 47047, 59127, 77338 или т.п.) с патрубком 6, сообщающим верхнюю часть подпакерного пространства 7 скважины 1 с надпакерным пространством 8 на уровне выше критического уровня 4, но ниже – уровня давления насыщения 3 (на практике для максимальной эффективности газоотделения: выше критического уровня 4 на 0, 15 – 1,5 м). Такая установка патрубка 6 полностью исключает воздействие на пласт 2 давлениями ниже критических, исключая аварийные ситуации.Then a packer 5 (for example, protected by patents RU No. 47047, 59127, 77338 or the like) is installed above the opened
Для ускорения выделения газа (газоотделения) из продукции пласта верх патрубка 6 могут снабжать геликоидным патрубком 9 для ускорения и/или закручивания потока. При необходимости проведения технологических операция в подпакерном пространстве 7 сверху патрубка может быть установлен раструб 10 для приема и направления технологической трубы (например, колтюбинговой трубы, полой насосной штанги или т.п. – не показана) с технологически оборудованием (не показано). Так как подобные технические решения известны, авторы на них не претендуют.To accelerate the release of gas (gas separation) from the formation product, the top of the nozzle 6 can be equipped with a
На колонне труб 11 в вертикальный ствол скважины 1 спускают насос 12 (штанговый глубинный насос – ШГН, электрический центробежный насос – ЭЦН или т.п.), выход 13 которого располагают выше пакера 5, но - ниже критического уровня. Для контроля уровня жидкости насос 12 перед спуском могут снабжать датчиками давления 14 кабелем 15 или скважину устьевым уровнемером (ультразвуковым, лазерным или т.п. – не показаны), технологически связанными с блоком управления (не показан) насоса 12, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости 16 (динамического уровня) в надпакерном пространстве 7 при добыче продукции пласта 2 между уровнем входа 13 насоса 12 и уровнем давления насыщения 3. Для спуска пакера 5 и насоса 12 за одну спускоподъемную операцию патрубок 6 и колонну труб 11 соединяют коммуникатором – параллельным якорем 17 так, чтобы вход 13 насоса 12 и верхний край патрубка 6 с пакером 5 находились на необходимом расстоянии для обеспечения выше оговорённых условий установки их в скважине 1. Всю собранную конструкцию на колонне труб 11 спускают в скважину 1, и пакер 5 устанавливают над продуктивным пластом 2 перед запуском в работу насосов 12.On the
Запускают насос 12 для отбора дегазированной продукции пласта 2 по колонне труб 11, а газ отбирают из затрубного пространства колонны труб 11 на устье скважины 1 (не показано). На отбор газа из затрубья скважины 1 авторы не претендуют, так как устройства и способы такого отбора известны.
Регулировку уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 7 можно осуществлять двумя вариантам.Adjustment of the
Вариант 1Option 1
При использовании нерегулируемого насоса 12 регулирование уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8, который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, производят включением и выключением. Для этого выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни (не показаны – рабочий интервал) между уровнями входа 13 насоса 12 и давления насыщения 3. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до уровня минимального уровня рабочего интервала по сигналу блока управления насос 12 его отключают, а при восстановлении до максимального уровня рабочего интервала – включают.When using an
Вариант 2
При использовании регулируемых приводов насосов 12 (для ШГН – устьевой, для ЭЦН – погружной электродвигатель, - не показаны) уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, поддерживают постоянно регулированием работы привода насоса 12. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до минимального уровня рабочего интервала подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для увеличения производительности насоса 12 (для ШГН – увеличение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – увеличение частоты вращения погружного электродвигателя – ПЭД), а при повышении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до максимального уровня рабочего интервала блок управления подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для снижения производительности насоса 12 (для ШГН – снижение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – уменьшение частоты вращения ПЭД). Регулирование производительности насоса 12 продолжается до установления уровня жидкости 16 в пределах рабочего интервала.When using variable drives of pumps 12 (for sucker rod pumps - wellhead, for ESP - submersible electric motor - not shown) the
Рабочий интервал уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 определяется исходя из одного из критериев или их сочетания в различных вариациях, например: режима работы насоса 12 (определяется по паспортным данным); максимально возможной рентабельности (отношения добытой нефти к материальным затратам, например, электроэнергии); режима работы привода насоса 12 (определяется по паспортным данным привода) и/или т.п.The working interval of the
При необходимости проведения без извлечения из скважины 1 насоса 12 (который временно останавливают) технологических операций в подпакерном пространстве 7 (например, обработку призабойной зоны (ОПЗ) пласта 2 кислотой, реагентами для растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и/или т.п.), в скважину спускают технологическую колонну (колтюбинговую трубу, полые штанги или. т.п. – не показаны), при помощи раструба 10 через патрубок 6 попадают в подпакерное пространство 7, где закачкой реагентов проводят необходимые технологические операции для интенсификации добычи продукции пласта 2 или очистки призабойной зоны пласта 2. После технологических операций технологические трубы извлекают из скважины 1 и работу насоса 12 восстанавливают.If it is necessary to carry out, without removing the
Начинают работу после спуска насоса 12 следующим образом.Start work after lowering the
Запускают в работу насос 12, который снижает уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 ниже пластового для поступления продукции пласта 2 из подпакерного пространства 7 через патрубок 6 под действием пластового давления. После чего отбором продукции насоса 12 снижают уровень жидкости 16 ниже максимального уровня рабочего интервала для интенсивного выделения газа из продукции пласта 2, поступающей в надпакерное пространство 8, из-за снижения давления. При необходимости для ускорения выделения газа продукцию ускоряют и/или закручивают в геликоидном патрубке 9, обеспечивающим дополнительное снижение гидростатического давления в потоке продукции пласта 2. Выделившийся газ по затрубью колонны труб 11 поднимется на устье скважины 1, откуда и отбирается, а дегазированная продукция стекает из патрубка 6 вниз надпакерного пространства 8 к пакеру 5, откуда отбирается насосом 12 и поднимается на поверхность по колонне труб 11. После запуска в работу насоса 12, контроль осуществляют при помощи датчика 14 или устьевого уровнемера и блока управления для регулировки режимов работы насоса 12. Для установки пакера 5 и запуска в работу насоса 12 достаточно высоты столба жидкости над пластом 2 примерно в 10 м, что примерно соответствует давлению 0,1 МПа.The
Прилагаемый способ добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяет упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.The applied method of oil production with a high gas-oil ratio makes it possible to simplify and reduce material costs due to the reduction of tripping operations when installing equipment to one, to protect the formation from the effects of destructive low pressures and to expand the field of application due to the possibility of operating productive formations with a minimum formation pressure of ≈ 0 , 1 MPa and the possibility of carrying out technological operations in the sub-packer space of the well.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124353A RU2737805C1 (en) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Production method of oil with high gas factor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124353A RU2737805C1 (en) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Production method of oil with high gas factor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2737805C1 true RU2737805C1 (en) | 2020-12-03 |
Family
ID=73792618
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020124353A RU2737805C1 (en) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Production method of oil with high gas factor |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2737805C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2822337C1 (en) * | 2024-01-29 | 2024-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Electrical submersible pump unit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4060128A (en) * | 1976-10-01 | 1977-11-29 | W Wallace | Tertiary crude oil recovery process |
| US5443120A (en) * | 1994-08-25 | 1995-08-22 | Mobil Oil Corporation | Method for improving productivity of a well |
| RU2129208C1 (en) * | 1997-03-04 | 1999-04-20 | Марат Хуснуллович Аминев | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| RU2586349C1 (en) * | 2015-06-10 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Downhole pump unit |
| RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
-
2020
- 2020-07-22 RU RU2020124353A patent/RU2737805C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4060128A (en) * | 1976-10-01 | 1977-11-29 | W Wallace | Tertiary crude oil recovery process |
| US5443120A (en) * | 1994-08-25 | 1995-08-22 | Mobil Oil Corporation | Method for improving productivity of a well |
| RU2129208C1 (en) * | 1997-03-04 | 1999-04-20 | Марат Хуснуллович Аминев | Method for operation of gusher wells with use of gas-lift phenomenon of associated oil gas |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| RU2586349C1 (en) * | 2015-06-10 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Downhole pump unit |
| RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2822337C1 (en) * | 2024-01-29 | 2024-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Electrical submersible pump unit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US9909400B2 (en) | Gas separator assembly for generating artificial sump inside well casing | |
| US6325152B1 (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| WO2009075840A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
| RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
| RU2737805C1 (en) | Production method of oil with high gas factor | |
| GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| EP3262271A1 (en) | Mud lift drilling system using ejector assembly in mud return line | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2290500C1 (en) | Method for inter-well transit of liquid | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2726704C1 (en) | Flexible pipes with double walls with downhole pump driven by flow | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| CN114856495A (en) | Underground device for testing gas-water output profile of coal bed gas combined production well | |
| EA029770B1 (en) | Oil production method | |
| RU2747200C1 (en) | Method of oil reservoir development |