RU2787502C1 - Method for operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone - Google Patents
Method for operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787502C1 RU2787502C1 RU2022111612A RU2022111612A RU2787502C1 RU 2787502 C1 RU2787502 C1 RU 2787502C1 RU 2022111612 A RU2022111612 A RU 2022111612A RU 2022111612 A RU2022111612 A RU 2022111612A RU 2787502 C1 RU2787502 C1 RU 2787502C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- plug
- rod
- well
- rod pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации процесса эксплуатации и ремонта скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения нефтеотдачи пласта.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for intensifying the process of operation and repair of wells equipped with downhole rod pumping units, under conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone in order to increase the rate of development of oil and gas fields and increase oil recovery of the formation.
При эксплуатации месторождений нефти в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, возникают трудности, такие как уменьшение дебита нефти из-за снижения забойного давления, и увеличение износа узлов штангового насоса в результате работы насоса с неполным заполнением цилиндра вследствие влияния свободного газа, что снижает КПД насосной установки и проводит к росту затрат на проведение подземных ремонтов, как по воздействию на призабойную зону (например, кислотные обработки), так и по замене глубинно-насосного оборудования.When operating oil fields in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, difficulties arise, such as a decrease in oil production due to a decrease in bottomhole pressure, and an increase in wear of sucker-rod pump units as a result of pump operation with incomplete filling of the cylinder due to the influence of free gas, which reduces The efficiency of the pumping unit leads to an increase in the cost of underground repairs, both in terms of the impact on the bottomhole zone (for example, acid treatments) and the replacement of downhole pumping equipment.
Известен штанговый насос с возможностью прямой промывки (патент РФ №2715130 F04B 47/00 опубл. 25.02.2020). Согласно описанию работы данный насос позволяет производить закачку жидкости для промывки клапана или закачку реагента для обработки призабойной зоны продуктивного пласта прямой промывкой по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).A rod pump with the possibility of direct flushing is known (RF patent No. 2715130 F04B 47/00 publ. 25.02.2020). According to the description of work, this pump allows injection of liquid for flushing the valve or injection of a reagent for treating the bottomhole zone of the productive formation by direct flushing through the tubing string (tubing).
Недостатком способа эксплуатации и закачки реагента с помощью данного насоса, кроме сложности конструкции, является то, что при проведении кислотной обработки через насос, с последующим освоением тем же насосом, происходит износ его узлов из-за кислотного воздействия, что снижает ресурс его работы, межремонтный период работы скважины. При этом в случае наличия износа клапанов или плунжерной пары, а также изменения притока после обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта привести дебит жидкости к оптимальному значению не всегда оказывается возможным только изменением параметров привода ШГН.The disadvantage of the method of operating and pumping the reagent using this pump, in addition to the complexity of the design, is that when acid treatment is carried out through the pump, followed by the development of the same pump, wear of its components occurs due to acid exposure, which reduces its service life, overhaul well operation period. In this case, in the case of wear of valves or a plunger pair, as well as a change in inflow after treatment of the bottomhole zone (BHT) of the formation, it is not always possible to bring the fluid flow rate to the optimal value only by changing the parameters of the SRP drive.
Известен способ проведения кислотной обработки, при котором производят глушение скважины, подъем глубинно-насосного оборудования, спуск технологических НКТ с пером (патрубок со скошенным концом), промывка забоя, подъем технологических НКТ с пером, спуск технологических НКТ с пакером с его установкой над интервалом перфорации обрабатываемого пласта, гидравлическое испытание технологических НКТ и пакера, определение приемистости пласта, закачка и продавка раствора кислоты в пласт, выдержка, промывка скважины, вызов притока снижением уровня жидкости, подъем технологических НКТ с пакером, спуск глубинно-насосного оборудования (Справочник нефтяника / Авт. - сост. Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев 2-е изд., доп.и перераб. - Уфа: Тау, 2005, стр. 237).There is a known method for carrying out acid treatment, in which the well is killed, lifting the downhole pumping equipment, lowering the technological tubing with a pen (pipe with a beveled end), flushing the bottomhole, lifting the technological tubing with a pen, lowering the technological tubing with a packer with its installation above the perforation interval of the treated formation, hydraulic testing of technological tubing and packer, determination of formation injectivity, pumping and squeezing an acid solution into the reservoir, holding, flushing the well, inducing inflow by lowering the liquid level, lifting technological tubing with a packer, lowering downhole pumping equipment (Oilman's Handbook / Ed. - compiled by Y. V. Zeigman, G. A. Shamaev 2nd edition, additional and revised - Ufa: Tau, 2005, p. 237).
Недостатками данного способа являются сложность выполнения способа, большие затраты времени на многочисленные спуско-подъемные операции, а также вызов притока снижением уровня жидкости после закачки кислоты и ее реагирования.The disadvantages of this method are the complexity of the method, the large time spent on numerous round trips, as well as the induction of inflow by lowering the liquid level after acid injection and its response.
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки скважины, оснащенной вставным насосом, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком и установленной выше хвостовика замковой опорой вставного насоса, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг и устьевом штоке, при определении снижения производительности скважины срыв вставного насоса до размыкания замковой опоры, посадку насоса в замковую опору, отбор скважинной жидкости (патент RU №2707605, опубл. 28.11.2019). Насос спускают до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса с замковой опорой. Низ хвостовика располагают в скважине на уровне, обеспечивающим максимально эффективную очистку интервала пласта при промывке, а колонну насосно-компрессорных труб перед спуском выше замковой опоры оснащают расширением с внутренним диаметром, обеспечивающим достаточную площадь поперечного сечения с расположенным внутри насосом для промывки скважины. Наземный привод останавливают и от него отсоединяют штанги, которые соединяют с подъемным механизмом и поднимают насос до отсоединения анкерного дорна насоса от замковой опоры и расположения насоса в расширении. В скважину через затрубье колонны НКТ закачивают промывочную жидкость, которая размывает песчаную пробку и вымытый песок через хвостовик, участок колонны НКТ с замковой опорой, кольцевое сечение S между насосом и расширением по колонне НКТ выносит на поверхность. После снижения содержания песка в промывочной жидкости закачку ее в скважину прекращают.Опускают насос на штангах до герметичного взаимодействия анкерного дорна насоса с замковой опорой. Насос при помощи наземного привода запускают в работу для отбора продукции пласта до следующего накопления песка в районе хвостовика.The closest in technical essence is a method for cleaning a well equipped with a plug-in pump, which includes lowering into the well a tubing string with a liner and a locking support of the plug-in pump installed above the liner, lowering the plug-in rod pump into the tubing string on the pump rod string and wellhead rod, when determining the decrease in well productivity, the slip of the plug-in pump before opening the locking support, landing the pump in the locking support, withdrawing well fluid (patent RU No. 2707605, publ. 28.11.2019). The pump is lowered until the hermetic interaction of the anchor mandrel of the pump with the lock support. The bottom of the liner is placed in the well at a level that provides the most effective cleaning of the reservoir interval during flushing, and before running above the tool joint, the tubing string is equipped with an extension with an inner diameter that provides a sufficient cross-sectional area with a well flushing pump located inside. The ground drive is stopped and the rods are disconnected from it, which are connected to the lifting mechanism and raise the pump until the pump anchor mandrel is disconnected from the lock support and the pump is located in the extension. Flushing fluid is pumped into the well through the annulus of the tubing string, which erodes the sand plug and washed sand through the liner, the section of the tubing string with a locking support, the annular section S between the pump and the expansion along the tubing string brings to the surface. After reducing the sand content in the flushing fluid, its injection into the well is stopped. The pump is lowered on the rods until the anchor mandrel of the pump interacts tightly with the locking support. The pump is put into operation with the help of a ground drive to select the reservoir products until the next accumulation of sand in the liner area.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- высокая металлоемкость за счет выполнения расширения на колонне насосно-компрессорных труб выше замковой опоры, что также ограничивает возможность применения компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, а также в расширении колонны НКТ происходит скапливание различных отложений;- high metal consumption due to expansion on the tubing string above the locking support, which also limits the possibility of using the layout of pumping equipment for wells depending on the diameter of the production string, and various deposits accumulate in the expansion of the tubing string;
- узкая область применения способа на скважинах с длительным сроком эксплуатации (более года), осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, ограниченного только очисткой скважины от песчаной пробки, без учета изменения дебита продуктивного пласта после промывки, и без замены насоса соответствующего типоразмера и регулирования параметров привода, что приводит к уменьшению коэффициента подачи и КПД насосной установки в случае износа клапанов насоса;- a narrow scope of the method in wells with a long operating life (more than a year), complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, limited only by cleaning the well from a sand plug, without taking into account changes in the flow rate of the productive formation after flushing, and without replacing the pump of the appropriate size and adjusting the drive parameters , which leads to a decrease in the feed rate and efficiency of the pumping unit in case of wear of the pump valves;
- сложность выполнения способа из-за сложного в изготовлении расширения на колонне НКТ, необходимости привлечения специализированного оборудования, подъемного агрегата или автокрана для размыкания замковой опоры для поднятия колонны насосных штанг до отсоединения анкерного дорна насоса от замковой опоры и расположения насоса в расширении;- the complexity of the method implementation due to the difficult to manufacture expansion on the tubing string, the need to attract specialized equipment, a lifting unit or a truck crane to open the locking support to lift the pump rod string before disconnecting the pump anchor mandrel from the locking support and placing the pump in the expansion;
- низкая эффективность способа, связанная с тем, что освоение пласта скважины осуществляется только очисткой от песчаной пробки и отсутствия возможности промыть скважину на всю ее глубину, в результате остаются пробки из кольматации продуктивного пласта, скважина не очищается должным образом и глубинно-насосное оборудование работает неэффективно, невозможно увеличить или восстановить потенциал пласта для низкопродуктивных скважин, так как только промывка не улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны пласта.- low efficiency of the method, due to the fact that the development of the well formation is carried out only by cleaning the sand plug and the inability to flush the well to its entire depth, as a result, there are plugs from the clogging of the productive formation, the well is not cleaned properly and the downhole pumping equipment operates inefficiently , it is impossible to increase or restore the reservoir potential for low-productivity wells, since flushing alone does not improve the filtration properties of the bottomhole formation zone.
Техническими задачами способа являются расширение области применения способа на скважине с длительным сроком эксплуатации более года, осложненной снижением продуктивности призабойной зоны пласта, за счет регулирования повышения коэффициента подачи и КПД насосной установки с учетом изменения дебита продуктивного пласта, снижение металлоемкости, упрощение способа, обеспечение возможности применения компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, исключение скапливания различных отложений, повышение эффективности способа эксплуатации и ремонта скважины и повышение нефтеотдачи пласта.The technical objectives of the method are to expand the scope of the method in a well with a long operating life of more than a year, complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, by controlling the increase in the feed rate and efficiency of the pumping unit, taking into account changes in the flow rate of the productive formation, reducing the metal consumption, simplifying the method, providing the possibility of using the layout of pumping equipment for wells depending on the diameter of the production string, the exclusion of the accumulation of various deposits, the increase in the efficiency of the method of operation and workover of the well, and the increase in oil recovery.
Технические задачи решаются способом эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с хвостовиком и установленной выше хвостовика замковой опорой вставного штангового насоса, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг и устьевом штоке, при определении снижения производительности скважины срыв вставного штангового насоса до размыкания замковой опоры, обработку пласта, посадку вставного штангового насоса в замковую опору, отбор скважинной жидкости.Technical problems are solved by the method of operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit, under conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, including lowering a tubing string with a liner and a plug-in rod pump locking support installed above the liner, lowering a pumping - compressor pipes of the plug-in rod pump on the pump rod string and the wellhead rod, when determining the decrease in well productivity, the plug-in rod pump is stalled until the lock support opens, the reservoir is treated, the plug-in rod pump is seated in the lock support, well fluid is withdrawn.
Новым является то, что перед эксплуатацией скважины размещают прием хвостовика напротив интервала перфорации продуктивного пласта, а вставной штанговый насос размещают на глубине, обеспечивающей отбор жидкости с оптимальным проектным забойным давлением, в качестве замковой опоры вставного штангового насоса устанавливают универсальную замковую опору, при эксплуатации скважины периодически определяют дебит скважинной жидкости и коэффициент подачи насоса, анализируют форму динамограммы, при уменьшении коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. производят опрессовку колонны НКТ для определения ее герметичности вставным штанговым насосом на давление 40 атмосфер, затем выполняют срыв вставного штангового насоса из замковой опоры до размыкания с помощью привода вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в нижнее положение, проводят кислотную обработку призабойной зоны пласта по колонне НКТ, оставляют на реагирование и выполняют посадку вставного штангового насоса в замковую опору с помощью привода вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в верхнее положение, затем подключают частотно-регулируемый электропривод к станции управления привода вставного штангового насоса, запускают и осваивают скважину с увеличением частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода, выводят на режим для определения необходимого оптимального отбора жидкости с одновременной откачкой остатков кислотного раствора в желобную емкость при регулировании частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода, заменяют изношенный вставной штанговый насос на колонне насосных штанг на новый с типоразмером, соответствующим оптимальному дебиту жидкости, определенному при освоении, запускают скважину в работу.What is new is that before well operation, a liner intake is placed opposite the productive formation perforation interval, and the plug-in rod pump is placed at a depth that ensures the selection of fluid with the optimal design bottomhole pressure, a universal lock support is installed as the locking support of the plug-in rod pump; determine the flow rate of the well fluid and the pump feed rate, analyze the shape of the dynamometer chart, with a decrease in the pump feed rate to a value of 0.5 d.u. the tubing string is pressure tested to determine its tightness with a plug-in rod pump at a pressure of 40 atmospheres, then the plug-in rod pump is disengaged from the lock support until it opens using the plug-in rod pump drive by adjusting the position of the wellhead rod suspension by gradually shifting the place of fixation of the wedge clamps on the wellhead rod to the lower position, carry out the acid treatment of the bottomhole formation zone along the tubing string, leave it to react and land the plug-in rod pump into the locking support using the plug-in rod pump drive by adjusting the position of the wellhead rod suspension by gradually shifting the place of fixation of the wedge clamps on the wellhead rod to the upper position, then the frequency-controlled electric drive is connected to the control station of the drive of the plug-in rod pump, the well is started and mastered with an increase in the swing frequency of the drive balancer of the plug-in rod pump using a frequency-controlled electric trodrive, bring to the mode to determine the required optimal selection of liquid with simultaneous pumping of the remaining acid solution into the trough tank when adjusting the swing frequency of the balancer of the plug-in rod pump drive using a frequency-controlled electric drive, replace the worn-out plug-in rod pump on the sucker rod string with a new one with a standard size, corresponding to the optimal fluid flow rate determined during development, the well is put into operation.
На фиг. 1 показана схема реализации способа.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method.
Сущность способа эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта заключается в следующем.The essence of the method of operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit, in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, is as follows.
Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта включает при эксплуатации спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб 1 (фиг. 1) с хвостовиком 2 и установленной выше хвостовика замковой опорой 3 вставного штангового насоса 4, спуск в колонну насосно-компрессорных труб вставного штангового насоса на колонне насосных штанг 5 и устьевом штоке 6. Выполняют контроль за дебитом скважины. При определении снижения производительности скважины выполняют срыв вставного штангового насоса 4 до размыкания замковой опоры 3 и выполняют обработку продуктивного пласта 7. После обработки скважины выполняют посадку вставного штангового насоса 4 в замковую опору 3, осваивают скважину и выполняют отбор скважинной жидкости. Перед эксплуатацией скважины размещают прием хвостовика 2 напротив интервала перфорации продуктивного пласта 7, а вставной штанговый насос 4 размещают на глубине, обеспечивающей отбор жидкости с оптимальным забойным давлением, соответствующим проекту разработки месторождения. В качестве замковой опоры вставного штангового насоса устанавливают универсальную замковую опору, например опору 40116-MT-ZUS по классификации 110AX-API, которая позволяет использовать вставные насосы с механическим креплением насоса типоразмером 27, 32 мм (верхнее расположение замка) и 38, 44 мм (нижнее расположение замка), производить замену насоса с изменением типоразмера без подъема НКТ. При эксплуатации скважины периодически (не реже одного раза в неделю) определяют дебит скважинной жидкости и коэффициент подачи насоса, анализируют форму динамограммы. Эксплуатация скважины продолжается до уменьшения коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. из-за утечек в результате износа клапанов или плунжерной пары вследствие снижения забойного давления, определяемого уменьшением замеряемого дебита жидкости и формой динамограммы. Как показывает практика это происходит на скважине с длительным сроком эксплуатации более года. Снижение забойного давления из-за ухудшения продуктивности призабойной зоны пласта приводит к уменьшению погружения насоса под динамический уровень и неполному заполнению насоса, влиянию свободного газа на узлы насоса, поэтому, как показывает промысловая практика, в результате происходит износ клапанов и плунжерной пары. Уменьшение коэффициента подачи насоса ниже 0,5 д.е. из-за утечек в результате износа его узлов существенно снижает энергоэффективность, КПД насосной установки, поэтому дальнейшая эксплуатация приводит к потерям не только нефти из-за ухудшения продуктивности пласта, но росту эксплуатационных затрат из-за увеличения удельного энергопотребления. При уменьшении коэффициента подачи насоса до величины 0,5 д.е. останавливают отбор продукции, производят опрессовку колонны НКТ для определения ее герметичности вставным штанговым насосом 4 на давление 40 атмосфер. Затем выполняют срыв вставного штангового насоса 4 из замковой опоры 3 до размыкания с помощью привода 8 вставного штангового насоса регулировкой положения подвески устьевого штока (канатной подвески) путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в нижнее положение, без привлечения бригады капитальго ремонта и специализированного оборудования. Срыв насоса из замковой опоры позволяет сообщить внутреннее пространство колонны НКТ с избыточным давлением, созданным при опрессовке, и хвостовика для проведения последующей кислотной обработки, а также произвести кратковременное воздействие на закольматированную часть призабойной зоны пласта импульсом давления благодаря расположению приема хвостовика напротив интервалов перфорации пласта, что приводит к частичному разрушению закольматированного слоя и повышает эффективность последующей кислотной обработки. Подключают насосный агрегат 9, например ЦА-320 к колонне НКТ. Определяют приемистость пласта закачкой технологической жидкости насосным агрегатом (ЦА-320) по колонне НКТ в продуктивный (обрабатываемый) пласт.Проводят кислотную обработку призабойной зоны пласта по колонне НКТ закачкой, например, 25%-ной соляной ингибированной кислоты объемом в зависимости от толщины продуктивного пласта по различным методикам (например, Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005, с. 228-233), но не менее 1 м3 на 1 м интервала обработки. Доводят необходимый объем кислотного раствора до интервала перфорации продуктивного пласта с открытой затрубной задвижкой 10 (закачка в колонну НКТ и хвостовик). Закрывают затрубную задвижку 10 и продавливают кислотный раствор в продуктивный пласт технологической жидкостью. В качестве технологической жидкости используют, например 0,2%-ный раствор композиции ПАВ, например, МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) на основе пресной или пластовой воды. Объем технологической жидкости равен сумме объемов внутренней емкости НКТ с учетом колонны насосных штанг, межтрубного пространства ниже приема хвостовика, а также 200-300 литров для оттеснения кислотного раствора от стенки скважины внутрь пласта. Оставляют на 1-2 часа на реагирование кислотного раствора. Затем выполняют посадку вставного штангового насоса 4 в замковую опору 3 с помощью привода 8 вставного штангового насоса 4 регулировкой положения подвески устьевого штока (канатной подвески) путем постепенного смещения места фиксации клиновых зажимов на устьевом штоке в верхнее положение. Затем подключают частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) 11 к станции управления привода вставного штангового насоса 4, запускают и осваивают скважину с увеличением частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода 11, что позволяет компенсировать утечки в узлах штангового насоса, ускорить процесс откачки остатков кислоты из скважины. Выводят на режим для определения необходимого оптимального отбора жидкости, соответствующего оптимальному проектному забойному давлению, с одновременной откачкой остатков кислотного раствора в желобную емкость, присоединенную к устьевому оборудованию скважины. При регулировании частоты качаний балансира привода вставного штангового насоса 4 с помощью частотно-регулируемого электропривода 11 с большой долей точности и в максимально сжатые сроки определяют оптимальный отбор жидкости в связи с изменением потенциала продуктивного пласта после кислотной обработки. Подбирают соответствующий типоразмер насоса и параметры привода вставного штангового насоса 4 (длина хода, частота качаний) по результатам вывода скважины на режим оптимального отбора жидкости. Заменяют изношенный вставной штанговый насос 4 на колонне насосных штанг 5 на новый с типоразмером, соответствующим оптимальному дебиту жидкости, определенному при освоении, запускают скважину в работу. Замену насоса производят ремонтной бригадой при подъеме и спуске колонны насосных штанг.При необходимости корректировки производительности насоса производят изменение параметров привода штангового насоса (длина хода, частота качаний).A method for operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit, under conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, includes lowering a tubing string 1 (Fig. 1) into the well with a
Предлагаемый способ обеспечивает освоение и интенсификацию притока нефти на скважинах с длительным сроком эксплуатации (более года), осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта, с учетом изменения дебита продуктивного пласта и коэффициента подачи и КПД насосной установки, замены изношенного насоса на соответствующий типоразмер после освоения скважины и регулирование повышения коэффициента подачи и КПД насосной установки с учетом изменения дебита продуктивного пласта, снижение металлоемкости, упрощение способа, повышение эффективности кислотной обработки, обеспечение возможности применения известной компоновки насосного оборудования для скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, исключение скапливания различных отложений, повышение эффективности способа эксплуатации и ремонта скважины и нефтеотдачи пласта.The proposed method provides for the development and intensification of oil inflow in wells with a long service life (more than a year), complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone, taking into account changes in the production rate of the productive formation and the feed rate and efficiency of the pumping unit, replacing the worn-out pump with the appropriate size after the development of the well and regulation of the increase in the flow rate and efficiency of the pumping unit, taking into account changes in the flow rate of the productive formation, reduction of metal consumption, simplification of the method, increase in the efficiency of acid treatment, providing the possibility of using the well-known layout of pumping equipment for wells depending on the diameter of the production string, eliminating the accumulation of various deposits, increasing the efficiency of the method well operation and repair and oil recovery.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
На добывающей скважине вставной штанговый насос диаметром плунжера 38 мм спущен на глубину 1500 м на колонне штанг диаметром 19 мм, колонна НКТ диаметром 60 мм имеет длину 1500 м, а прием хвостовика из НКТ 60 мм расположен на глубине 1700 м напротив интервалов перфорации продуктивного пласта, параметры привода штангового насоса: длина хода 3 м, частота качаний 4 в минуту.At a production well, a plug-in rod pump with a plunger diameter of 38 mm was lowered to a depth of 1500 m on a string of rods with a diameter of 19 mm, a tubing string with a diameter of 60 mm has a length of 1500 m, and a liner intake from tubing of 60 mm is located at a depth of 1700 m opposite the perforation intervals of the productive formation, rod pump drive parameters: stroke length 3 m, oscillation frequency 4 per minute.
Начальный дебит жидкости с 14 м3/сут при коэффициенте подачи Кпод=0,7 из-за ухудшения фильтрационных свойств пласта через 400 суток снизился до 10 м3/сут при Кпод=0,5, а по динамограмме выявлены утечки во всасывающем клапане из-за износа вследствие уменьшения погружения насоса в результате уменьшения забойного давления.The initial flow rate of the liquid from 14 m 3 /day at a feed rate of Kpod=0.7 due to the deterioration of the filtration properties of the formation after 400 days decreased to 10 m3 /day at Kpod=0.5, and the dynamometer chart revealed leaks in the suction valve from - for wear due to a decrease in pump submergence as a result of a decrease in bottomhole pressure.
После определения герметичности колонны НКТ выполнением опрессовки на давление 40 атмосфер, срыва насоса из замковой опоры, проведения кислотной обработки, посадки насоса в замковую опору при освоении получен дебит жидкости 12 м3/сут с увеличением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью ЧРЭП до 4,9 в минуту.After determining the tightness of the tubing string by performing pressure testing at a pressure of 40 atmospheres, disengaging the pump from the locking support, carrying out acid treatment, landing the pump in the locking support during development, a fluid flow rate of 12 m 3 / day was obtained with an increase in the frequency of swings of the rod pump drive balancer using CREP up to 4 .9 per minute.
Суточная производительность штангового насоса определяется по формуле (Эксплуатация скважин установками штанговых насосов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие для студентов образовательных орг.высш. образования, обучающихся по направлению подгот.бакалавриата «Нефтегазовое дело» / В.М. Валовский [и др.]. - М.: НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО, 2016, с.266):The daily productivity of a rod pump is determined by the formula (Operation of wells by rod pump installations at a late stage of oil field development: a textbook for students of educational institutions of higher education studying in the direction of preparing a bachelor's degree in "Oil and Gas Business" / V.M. Valovsky [and etc.] - M.: PETROLEUM ECONOMY, 2016, p.266):
гдеwhere
QТ - теоретическая производительность (м3/сут), QT - theoretical productivity (m 3 / day),
Кпод - коэффициент подачи (доли единиц), Kpod - feed rate (fractions of units),
FH - площадь поперечного сечения плунжера насоса (м2), FH - cross-sectional area of the pump plunger (m2),
S0 - длина хода полированного штока (м), S0 - stroke length of the polished rod (m),
n - частота качаний, мин-1. n - swing frequency, min-1.
Тогда требуемая частота качаний балансира привода штангового насоса в свою очередь определяется по формуле:Then the required swing frequency of the rod pump drive balancer is, in turn, determined by the formula:
Соответственно при ремонте требуется замена насоса на новый того же типоразмера 38 мм с уменьшением частоты качаний до 3,5 в минуту.Accordingly, when repairing, it is necessary to replace the pump with a new one of the same size 38 mm with a decrease in the frequency of oscillations to 3.5 per minute.
Альтернативным вариантом может быть замена на насос с типоразмером 32 мм, тогда частота качанийAn alternative option could be to replace it with a pump with a size of 32 mm, then the swing frequency
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эфективность эксплуатации и ремонта скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций и повышения надежности работы вставного штангового насоса при эксплуатации и ремонте скважины, повышения эффективности кислотной обработки и повышения нефтеотдачи пласта.Thus, the proposed method allows to increase the efficiency of operation and workover of wells equipped with downhole rod pumping units, in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone by reducing the number of round trips and increasing the reliability of the plug-in rod pump during operation and workover of the well, increasing efficiency of acid treatment and enhanced oil recovery.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787502C1 true RU2787502C1 (en) | 2023-01-09 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1307086A1 (en) * | 1985-12-24 | 1987-04-30 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Deep-well sucker-rod pump installation |
| RU2179264C2 (en) * | 1999-06-01 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Lock support of sucker-rod oil-well pump (versions) |
| RU2004135830A (en) * | 2004-12-07 | 2006-05-20 | Виктор Геннадиевич Гузь (RU) | METHOD FOR INCREASING OIL PRODUCTION PARAMETERS |
| CN207080205U (en) * | 2017-07-18 | 2018-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hollow sucker rod pit shaft charge device |
| RU2707605C1 (en) * | 2019-07-31 | 2019-11-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well cleaning method equipped with plug-in pump |
| RU2713287C1 (en) * | 2019-02-28 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Operating method of production well |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1307086A1 (en) * | 1985-12-24 | 1987-04-30 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Deep-well sucker-rod pump installation |
| RU2179264C2 (en) * | 1999-06-01 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Lock support of sucker-rod oil-well pump (versions) |
| RU2004135830A (en) * | 2004-12-07 | 2006-05-20 | Виктор Геннадиевич Гузь (RU) | METHOD FOR INCREASING OIL PRODUCTION PARAMETERS |
| CN207080205U (en) * | 2017-07-18 | 2018-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Hollow sucker rod pit shaft charge device |
| RU2713287C1 (en) * | 2019-02-28 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Operating method of production well |
| RU2707605C1 (en) * | 2019-07-31 | 2019-11-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well cleaning method equipped with plug-in pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| US7458787B2 (en) | Apparatus and method for reducing gas lock in downhole pumps | |
| RU2787502C1 (en) | Method for operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone | |
| US4019576A (en) | Oil recovery from an oil-water well | |
| CN112112619A (en) | A method and equipment for hydraulic fracturing of rock formation in shale gas wells | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| US20110203792A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
| RU2330936C2 (en) | Method of lifting of fluid from well | |
| RU2753721C1 (en) | Method for removing liquid from wells and bhz by hydropneumatic swabbing | |
| RU2679779C1 (en) | Method of cleaning the filtration zone of a horizontal well with abnormally low last pressure | |
| RU2792479C1 (en) | Method for optimizing fluid recovery from a well equipped with a sucker rod pump | |
| RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| SU1601352A2 (en) | Method of well operation | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer | |
| RU2796714C1 (en) | Operation method of plug-in borehole rod pump | |
| RU2764406C1 (en) | Well plugging method | |
| RU2759247C1 (en) | Method for conducting multi-stage hydraulic fracturing in conditions of thin bridges | |
| RU2783030C1 (en) | Method for thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| RU2213210C1 (en) | Method of development of formation with difficult to recover oil reserves | |
| US2836249A (en) | Apparatus for hydraulic fracturing | |
| RU2813421C1 (en) | Method for development of low-permeability oil deposit | |
| RU2743983C1 (en) | Method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible electric centrifugal pump | |
| CN103133311A (en) | Oil pumping technology based on javelin valve anti-gas pump |