RU2325553C1 - Method and device for liquid lifting from bores - Google Patents

Method and device for liquid lifting from bores Download PDF

Info

Publication number
RU2325553C1
RU2325553C1 RU2006139490/06A RU2006139490A RU2325553C1 RU 2325553 C1 RU2325553 C1 RU 2325553C1 RU 2006139490/06 A RU2006139490/06 A RU 2006139490/06A RU 2006139490 A RU2006139490 A RU 2006139490A RU 2325553 C1 RU2325553 C1 RU 2325553C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid
pump
lifting
string
level
Prior art date
Application number
RU2006139490/06A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Александрович Кривоносов (RU)
Юрий Александрович Кривоносов
Сергей Михайлович Недопёкин (RU)
Сергей Михайлович Недопёкин
Лев Иосифович Локшин (RU)
Лев Иосифович Локшин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства"
Priority to RU2006139490/06A priority Critical patent/RU2325553C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2325553C1 publication Critical patent/RU2325553C1/en

Links

Landscapes

  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: engines and pumps.
SUBSTANCE: method of lifting includes lifting of liquid in a bottom step by means of an electric immersion pump, separation of liquid from gas, directing gas into annular space and lifting liquid into a top step by means of an electric deep well sucker rod pump (DWSRP). Liquid in a bottom step is lifted to a height exceeding the level of inlet into the DWSRP, at that portion liquid is directed into an annular space through holes, made in a string of pump compressor pipes (PCP) at the height exceeding the level of inlet into the DWSRP. The lifting device comprises electric deep well pump, separator and PCP to lift liquid to the top step. On the string PCP above the level of inlet into DWSRP holes are made communicating the hollow space of the string PCP with annular space.
EFFECT: decreasing load to a string of pump rods due to decreased length and weight.
2 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Группа изобретений относится к способам и устройствам для подъема жидкостей, преимущественно газонасыщенной нефти, из глубоких скважин.The group of inventions relates to methods and devices for lifting liquids, mainly gas-saturated oil, from deep wells.

В настоящее время при эксплуатации скважин широкое применение находят глубинные штанговые насосы (ГШН), имеющие простую конструкцию и удобные в эксплуатации. Однако с увеличением глубины скважины использование ГШН, в его классическом варианте, для подъема жидкости из глубоких скважин становится нецелесообразным, а в ряде случаев и невозможным, из-за чрезмерной нагрузки на колонну насосных штанг, складывающейся из веса колонны насосных штанг, веса столба жидкости над плунжером, сил трения, силы выдавливания жидкости на поверхность. Под действием такой нагрузки происходит обрыв колонны насосных штанг и возникают аварийные ситуации со всеми вытекающими из этого последствиями. Для снижения указанной нагрузки при подъеме жидкости из глубоких скважин стремятся уменьшить длину колонны насосных штанг, используя способ двухступенчатого подъема: на первой (нижней) ступени посредством различного вида устройств производят подъем жидкости до входа в ГШН, осуществляющий подъем жидкости на второй (верхней) ступени.Currently, in the operation of wells, deep sucker rod pumps (GSN) are widely used, which have a simple design and are convenient in operation. However, with an increase in well depth, the use of GSHN, in its classical version, for lifting liquid from deep wells becomes impractical, and in some cases impossible, due to excessive load on the pump rod string, which is the sum of the weight of the pump rod string, and the weight of the liquid column above plunger, friction forces, forces squeezing fluid to the surface. Under the influence of such a load, the string of pump rods breaks and emergency situations arise with all the ensuing consequences. To reduce this load, when lifting liquid from deep wells, they try to reduce the length of the pump rod string using a two-stage lifting method: at the first (lower) stage, with the help of various types of devices, the liquid is raised to the entrance to the main hydraulic lift, which carries out the liquid lifting to the second (upper) stage.

Известны способ и устройство для двухступенчатого подъема жидкостей из скважин (RU 2150024 С1, 27.05.2000).A known method and device for a two-stage lifting of fluids from wells (RU 2150024 C1, 05.27.2000).

Способ включает подъем жидкостей на нижней ступени посредством одного ГШН и подъем жидкостей на верхней ступени посредством второго ГШН.The method includes raising liquids in the lower stage by means of one GSHN and lifting liquids in the upper stage by means of the second GSHN.

Устройство содержит первый ГШН, установленный в призабойной части скважины и имеющий плунжер, соединенный с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), и второй ГШН, установленный внутри колонны НКТ и приводимый в действие станком-качалкой через колонну насосных штанг.The device contains a first GHSN installed in the bottomhole of the well and having a plunger connected to the lower end of the tubing string (tubing), and a second GHSN installed inside the tubing string and driven by a rocking machine through the rod string.

Недостаток известных способа и устройства - низкая производительность по причине заполнения цилиндров ГШН жидкостью с находящимся в ней газом, особенно проявляющийся при подъеме жидкости с большой газовой насыщенностью.A disadvantage of the known method and device is low productivity due to the filling of GHSN cylinders with a liquid with gas in it, especially manifested when lifting a liquid with high gas saturation.

Известны также другие способ и устройство для двухступенчатого подъема жидкостей из скважин (SU 1740778 А1, 15.06.1992).Other methods and devices are also known for two-stage lifting of fluids from wells (SU 1740778 A1, 06/15/1992).

Способ включает подъем жидкостей на нижней ступени посредством внутрискважинного газлифта и подъем жидкостей на верхней ступени посредством ГШН. Перед поступлением в ГШН жидкость сепарируют, отделившийся газ выводят в затрубное пространство, а очищенную жидкость подают в ГШН и перекачивают по колонне НКТ на поверхность. При этом сепаратор устанавливают под верхним ГШН, на его входе.The method includes raising liquids in the lower stage by means of a downhole gas lift and raising liquids in the upper stage by means of a pressure pump. Before entering the GHSN, the liquid is separated, the separated gas is discharged into the annulus, and the purified liquid is fed into the GHSN and pumped to the surface along the tubing string. In this case, the separator is installed under the upper GHSN, at its entrance.

Устройство содержит ГШН, хвостовые трубы и сепаратор.The device contains GSHN, tail pipes and a separator.

Способ и устройство по авторскому свидетельству СССР №1740778 обеспечивают подачу на вход ГШН жидкости, очищенной от газа, что позволяет повысить производительность ГШН. Указанные способ и устройство по технической сущности и достигаемому результату являются наиболее близкими к заявляемым и приняты за прототипы.The method and device according to the author's certificate of the USSR No. 1740778 provide the supply of gas liquids purified from gas to the input of the gas compressor, which improves the performance of the gas compressor. The specified method and device according to the technical nature and the achieved result are the closest to the claimed and taken as prototypes.

Недостаток способа-прототипа и устройства-прототипа заключается в том, что подъем жидкости, осуществляемый на нижней ступени посредством внутрискважинного газлифта, производится на относительно небольшую высоту, что не позволяет решать проблем, обусловленных значительной глубиной скважины, требующей соответствующей длины колонны насосных штанг, с соответствующим ее весом и весом поднимаемой жидкости, приводящими к большим нагрузкам и возможности обрыва колонны насосных штанг под действием этих нагрузок.The disadvantage of the prototype method and the prototype device is that the liquid is lifted at the lower stage by the downhole gas lift to a relatively small height, which does not allow solving problems caused by the significant depth of the well, which requires the corresponding length of the pump rod string, with the corresponding its weight and the weight of the fluid being lifted, leading to large loads and the possibility of breaking the string of pump rods under the action of these loads.

Задачей заявляемой группы изобретений является разработка способа и устройства для подъема жидкостей из глубоких скважин, обеспечивающих высокую производительность и снижение нагрузки на колонну насосных штанг.The task of the claimed group of inventions is to develop a method and device for lifting fluids from deep wells, providing high performance and reducing the load on the string of pump rods.

Единым техническим результатом заявляемой группы изобретений, достигаемым при использовании, является увеличение высоты подъема жидкости в нижней ступени и, соответственно, снижение высоты подъема жидкости в верхней ступени.A single technical result of the claimed group of inventions achieved by use is an increase in the height of the liquid in the lower stage and, accordingly, a decrease in the height of the liquid in the upper stage.

В заявляемом способе поставленная задача решается за счет того, что в способе подъема жидкостей из скважин, включающем подъем жидкости в нижней ступени по колонне НКТ, отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство и подъем жидкости в верхней ступени посредством ГШН, подъем жидкости в нижней ступени осуществляют посредством электрического погружного насоса на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне НКТ на высоте, превышающей уровень входа в ГШН.In the claimed method, the problem is solved due to the fact that in the method of lifting liquids from wells, including raising liquid in the lower stage along the tubing string, separating the liquid from the gas, directing the gas into the annulus and raising the liquid in the upper stage by means of the pressure gauge, lifting the liquid into the lower stage is carried out by means of an electric submersible pump to a height exceeding the level of the entrance to the main compressor, while part of the liquid is directed into the annulus through holes made in the tubing string at a height of increasing the level of entry into the Goshn.

В заявляемом устройстве поставленная задача решена за счет того, что в устройстве для подъема жидкостей из скважин, содержащем колонну НКТ, устройство для подъема жидкости в нижней ступени, сепаратор и ГШН для подъема жидкости в верхней ступени, устройство для подъема жидкости в нижней ступени выполнено в виде электрического погружного насоса, а на колонне НКТ, выше уровня входа в ГШН, выполнены отверстия, сообщающие полость колонны НКТ с затрубным пространством.In the inventive device, the problem is solved due to the fact that in the device for lifting liquids from wells containing a tubing string, a device for lifting liquid in the lower stage, a separator and GSP for lifting liquid in the upper stage, the device for lifting liquid in the lower stage is made in in the form of an electric submersible pump, and on the tubing string, above the level of the entrance to the main pump, holes are made that communicate the tubing string cavity with the annulus.

Подъем жидкости на нижней ступени посредством электрического погружного насоса на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, позволяет значительно увеличить высоту подъема жидкости на нижней ступени и, соответственно, снизить высоту подъема жидкости на верхней ступени, то есть уменьшить длину колонны насосных штанг и, соответственно, нагрузку на нее. Слив части жидкости в затрубное пространство исключает возможность срыва подачи погружного насоса и увеличивает срок службы погружного электродвигателя.Raising the liquid at the lower stage by means of an electric submersible pump to a height exceeding the level of the entrance to the main pump allows you to significantly increase the height of the liquid at the lower stage and, accordingly, reduce the height of the liquid at the upper stage, that is, reduce the length of the string of pump rods and, accordingly, load on her. Draining part of the liquid into the annulus eliminates the possibility of disruption of the submersible pump and increases the service life of the submersible motor.

Заявляемый способ осуществляется посредством заявляемого устройства, изображенного на чертеже.The inventive method is carried out by the inventive device depicted in the drawing.

Устройство для подъема жидкостей из скважин содержит электрический погружной насос 1, ГШН 2 и сепаратор 3. В варианте исполнения, разработанном на предприятии-заявителе, в качестве электрического погружного насоса применяется электрический вихревой насос, в других вариантах могут быть использованы электрический винтовой насос, электрический диафрагменный насос, электрический центробежный насос. Насос 1 установлен в колонне НКТ 4. ГШН 2 содержит цилиндр 5, плунжер 6, всасывающий клапан 7 и нагнетательный клапан 8. Уровень размещения всасывающего клапана 7 определяет уровень входа в ГШН. Плунжер 6 соединен с колонной 9 насосных штанг. Цилиндр 5 установлен внутри колонны НКТ 4 известным способом посредством переводника 10, ограничивающего высоту подъема жидкости на нижней ступени. Сепаратор 3 выполнен из двух цилиндров, закрепленных на цилиндре 5, и имеет отверстия 11 и 12. В колонне НКТ, на уровне, превышающем уровень входа в ГШН, выполнены отверстия 13 для вывода газа и жидкости в затрубное пространство. Поз.14 на чертеже обозначена обсадная колонна, стрелками показаны направления движения жидкости и газа при подъеме жидкости.A device for lifting liquids from wells includes an electric submersible pump 1, GSHN 2 and a separator 3. In an embodiment developed at the applicant enterprise, an electric vortex pump is used as an electric submersible pump, in other embodiments, an electric screw pump, an electric diaphragm pump can be used pump, electric centrifugal pump. The pump 1 is installed in the tubing string 4. GSP 2 contains a cylinder 5, a plunger 6, a suction valve 7 and a pressure valve 8. The placement level of the suction valve 7 determines the level of entry into the GHS. The plunger 6 is connected to the column 9 of the sucker rods. The cylinder 5 is installed inside the tubing string 4 in a known manner by means of a sub 10, limiting the height of the liquid in the lower stage. The separator 3 is made of two cylinders mounted on the cylinder 5, and has holes 11 and 12. In the tubing string, at a level higher than the level of the entrance to the main shaft, holes 13 are made for the discharge of gas and liquid into the annulus. Pos. 14 in the drawing, the casing is indicated, the arrows indicate the direction of movement of the liquid and gas when raising the liquid.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Посредством насоса 1 жидкость из призабойной зоны скважины поднимают до переводника 10. При этом жидкость проходит через кольцевой зазор между сепаратором 3 и колонной НКТ 4 и частично сливается через отверстия 13 в затрубное пространство, меняя при этом направление движения на 180 градусов, что, как известно, способствует выделению газа из жидкости. Выделяющийся газ отводится в затрубное пространство. Часть жидкости, поступающая на вход ГШН 2 к всасывающему клапану 7, дважды меняет свое направление при проходе через отверстия 11 и 12 сепаратора 3. Выделяющийся при этом газ выводится через отверстия 13 в затрубное пространство, а очищенная жидкость поступает к всасывающему клапану 7. При включении ГШН 2 очищенная от газа жидкость через нагнетательный клапан 8 подается в колонну НКТ 4.By means of pump 1, the fluid from the bottom-hole zone of the well is raised to the sub 10. In this case, the fluid passes through the annular gap between the separator 3 and the tubing string 4 and partially drains through the holes 13 into the annulus, changing the direction of movement by 180 degrees, which is known , contributes to the release of gas from the liquid. The evolved gas is vented into the annulus. Part of the liquid entering the GSHN input 2 to the suction valve 7 changes its direction twice when passing through the openings 11 and 12 of the separator 3. The gas evolved in this case is discharged through the openings 13 into the annulus, and the purified liquid enters the suction valve 7. When turned on GSHN 2 liquid purified from gas through the discharge valve 8 is fed into the tubing string 4.

Пример реализации заявляемого способа.An example implementation of the proposed method.

На предприятии-заявителе разработано устройство для подъема жидкости на одной из бездействующих скважин ООО "ТНК-Нягань". Глубина залегания пласта указанной скважины - 2694 м, забойное давление - 10,7 МПа, газовый фактор - 178 м3/м3, потенциальный дебит жидкости - 2 м3/сутки. Скважина была оставлена вследствие невозможности ее эксплуатации известными способами. Разработанное устройство обеспечило возможность эксплуатации простаивавшей скважины путем подъема жидкости на нижней ступени посредством электровихревого насоса УВННПИ5-15Г3-1900 с напором 17,0 МПа, сепарации и последующего подъема на верхней ступени посредством ГШН на высоту 1200 м. Предложенное устройство позволило разгрузить колонну насосных штанг, уменьшив глубину подвески ГШН на 1083 м.The applicant company has developed a device for lifting fluid at one of the inactive wells of TNK-Nyagan LLC. The depth of the formation of the indicated well is 2694 m, bottomhole pressure is 10.7 MPa, gas factor is 178 m 3 / m 3 , and the potential fluid flow rate is 2 m 3 / day. The well was abandoned due to the impossibility of its exploitation by known methods. The developed device made it possible to operate an idle well by raising the liquid at the lower stage by means of the UVNNPI5-15G3-1900 electric vortex pump with a pressure of 17.0 MPa, separating and subsequently lifting it at the upper stage by means of a hydraulic discharge pump to a height of 1200 m. The proposed device made it possible to unload the pump rod string, reducing the depth of the suspension of the main engine by 1083 m.

Заявляемые способ и устройство позволяют вводить в эксплуатацию простаивающие скважины, эксплуатация которых невозможна при использовании известных технических решений из-за обрыва штанг, вызываемого большим весом длинной колонны насосных штанг.The inventive method and device allows to put into operation idle wells, the operation of which is impossible when using known technical solutions due to the breakage of the rods caused by the large weight of a long column of pump rods.

Claims (2)

1. Способ подъема жидкостей из скважин, включающий подъем жидкости по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в нижней ступени, отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство и подъем жидкости в верхней ступени посредством глубинного штангового насоса (ГШН), отличающийся тем, что подъем жидкости в нижней ступени осуществляют посредством электрического погружного насоса на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне НКТ на высоте, превышающей уровень входа в ГШН.1. The method of lifting liquids from wells, including raising liquid along a string of tubing in the lower stage, separating the liquid from the gas, directing gas into the annulus and raising the liquid in the upper stage by means of a deep rod pump (GSN), characterized in that the lifting of the liquid in the lower stage is carried out by means of an electric submersible pump to a height exceeding the level of the entrance to the main compressor, 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 entrance to the main engine. 2. Устройство для подъема жидкостей из скважин, содержащее колонну НКТ, устройство для подъема жидкости в нижней ступени, сепаратор и ГШН для подъема жидкости в верхней ступени, отличающееся тем, что устройство для подъема жидкости в нижней ступени выполнено в виде электрического погружного насоса, а на колонне НКТ, выше уровня входа в ГШН, выполнены отверстия, сообщающие полость колонны НКТ с затрубным пространством.2. A device for lifting liquids from wells, containing a tubing string, a device for raising liquid in the lower stage, a separator and a main pump for lifting liquid in the upper stage, characterized in that the device for lifting liquid in the lower stage is made in the form of an electric submersible pump, and on the tubing string, above the level of the entrance to the main shaft, holes are made that communicate the tubing string cavity with the annulus.
RU2006139490/06A 2006-11-07 2006-11-07 Method and device for liquid lifting from bores RU2325553C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006139490/06A RU2325553C1 (en) 2006-11-07 2006-11-07 Method and device for liquid lifting from bores

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006139490/06A RU2325553C1 (en) 2006-11-07 2006-11-07 Method and device for liquid lifting from bores

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2325553C1 true RU2325553C1 (en) 2008-05-27

Family

ID=39586641

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006139490/06A RU2325553C1 (en) 2006-11-07 2006-11-07 Method and device for liquid lifting from bores

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2325553C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011159190A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Danch Anatoliy Mihajlovich Method for extracting gasified formation fluid
WO2011159189A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Danch Anatoliy Mihajlovich Method for extracting stratal non-gasified liquid
RU2489599C1 (en) * 2012-06-08 2013-08-10 Анатолий Михайлович Данч Gassy and non-gassy liquid production plant
RU2495281C1 (en) * 2012-06-08 2013-10-10 Анатолий Михайлович Данч Procedure for extraction of reservoir gas cut and degassed fluid
RU2575856C2 (en) * 2014-03-19 2016-02-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Device for oil production with downhole separation
RU2681770C1 (en) * 2018-06-13 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011159190A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Danch Anatoliy Mihajlovich Method for extracting gasified formation fluid
WO2011159189A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Danch Anatoliy Mihajlovich Method for extracting stratal non-gasified liquid
RU2489599C1 (en) * 2012-06-08 2013-08-10 Анатолий Михайлович Данч Gassy and non-gassy liquid production plant
RU2495281C1 (en) * 2012-06-08 2013-10-10 Анатолий Михайлович Данч Procedure for extraction of reservoir gas cut and degassed fluid
RU2575856C2 (en) * 2014-03-19 2016-02-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Device for oil production with downhole separation
RU2681770C1 (en) * 2018-06-13 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2325553C1 (en) Method and device for liquid lifting from bores
CN108222914A (en) A kind of membrane material downhole oil-water separation device and flow string and oil-water separation method
RU2369775C1 (en) Sucker-rod pump of well
RU85547U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS
RU2443858C2 (en) Device for extraction of well product and water pumping to formation
RU2012135325A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRESSES IN A WELL WITH AN INCREASED GAS FACTOR AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2122105C1 (en) Plant for oil production
CN105697344A (en) Large-diameter oil inlet valve type hydraulic feedback viscous oil pump
RU166549U1 (en) PUMP INSTALLATION FOR OPERATION OF TILT-DIRECTED WELLS WITH A LARGE VERTICAL DISTANCE
RU2308593C1 (en) Device for well fluid lifting at later well development stages
RU2347064C2 (en) Hydraulic sucker-rod submersible pump drive
RU165961U1 (en) INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL
RU2364711C1 (en) Oil well pumping unit for extraction and pumping in of water into stratum
RU2317443C1 (en) Sucker-rod pumping unit
CN211777971U (en) Load-shedding rod-type pump
RU2677768C1 (en) Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities
RU2812377C1 (en) Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor
RU2114282C1 (en) Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells
RU2515646C1 (en) Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump
RU59164U1 (en) HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT
RU215129U1 (en) Rod pump for oil production from wells with a small sump in high GOR conditions
RU2796712C1 (en) Rod pump for oil production from wells with wash-over of mechanical impurities
RU2078910C1 (en) Method of oil recovery
RU2068492C1 (en) Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation
RU43303U1 (en) OIL PRODUCTION PLANT

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171108