RU2796714C1

RU2796714C1 - Operation method of plug-in borehole rod pump

Info

Publication number: RU2796714C1
Application number: RU2022134568A
Authority: RU
Inventors: Руслан Альфредович Ахметшин; Марат Римович Гафаров; Марат Галимзянович Тимерзянов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2022-12-27
Publication date: 2023-05-29

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be used in the extraction of oil from oil wells by sucker rod pumps. A method for operating a plug-in downhole rod pump is claimed, including the placement of lift pipes in the well with the main sealing and locking elements for tight interaction and fixation in the installation interval, respectively, with the nipple and capture of the plug-in downhole rod pump lowered into these pipes on a string of pump rods connected by means of a suspension assembly with a surface drive that drives the plug-in downhole rod pump. Before run-in, the lift pipes above the main sealing and locking elements are equipped with additional sealing and locking elements of a larger diameter than the main ones. After the failure of the main locking element, before running into the lift pipes, the plug-in downhole rod pump is equipped with a cuff and a hook for proper tight interaction with additional sealing and locking elements.

EFFECT: increased total service life of the sealing and locking elements of lift pipes due to their duplication.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН).The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the extraction of oil from oil wells by sucker rod pumps (SRP).

Известен способ насосной откачки газовых вод из скважины (авторское свидетельство SU № 72602, МПК F04В 47/02, опубл. 1948), включающее при снижении уровня пьезометрического жидкости в скважине нагнетание воздуха под давлением, достаточным для компенсации потери давления газовой воды на забое скважины.There is a known method of pumping gas water from a well (author's certificate SU No. 72602, IPC F04B 47/02, publ. 1948), which includes, when the level of piezometric fluid in the well decreases, air is injected at a pressure sufficient to compensate for the pressure loss of gas water at the bottom of the well.

Известен также способ эксплуатации скважинного штангового насоса (патент RU № 2213884, F04В 47/02, опубл. 10.10.2003 Бюл. № 28), состоящего из плунжера с клапаном, длиной плунжера не меньшей его хода, цилиндра с отверстиями в верхней его части, расположенными выше уровня, установленного на своем нижнем упоре плунжера, заключающийся в том, что в процессе отбора нефти из линзовых зон нефтеносного пласта при снижении пластового давления до допустимого значения плунжер насоса устанавливают на свой нижний упор и через образовавшиеся вследствие последнего отверстия в верхней части цилиндра, сообщенные с межтрубным пространством, производят закачку компенсационной жидкости в линзовые зоны нефтеносного пласта.There is also known a method of operating a borehole rod pump (patent RU No. 2213884, F04В 47/02, publ. 10.10.2003 Bull. No. 28), consisting of a plunger with a valve, a plunger length not less than its stroke, a cylinder with holes in its upper part, located above the level installed on its lower stop of the plunger, which consists in the fact that in the process of extracting oil from the lens zones of the oil-bearing formation, when the reservoir pressure drops to an acceptable value, the pump plunger is installed on its lower stop and through the holes formed as a result of the last hole in the upper part of the cylinder, communicated with the annular space, the compensation fluid is pumped into the lens zones of the oil-bearing formation.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами (патент RU № 2699504, МПК Е21В 43/00, F04В 47/02, опубл. 05.09.2019 Бюл. № 25), реализуемый посредством использования штанговых скважинных насосных установок, состоящих из поверхностного привода с узлом подвески колонны насосных штанг, колонны насосных, насосно-компрессорных труб штанг (лифтовых труб) и погружного насоса, при этом на участке набора кривизны ствола скважины установлены гибкие канатные штанги, а прямолинейные участки ствола скважины оборудованы жесткими штангами, причем скорость поступательного движения колонны насосных штанг при опускании плунжера погружного насоса ограничивают по условию обеспечения в точке подвеса колонны насосных штанг минимально допустимой нагрузки, равной суммарному весу насосных штанг в скважинной жидкости на участке колонны насосных штанг от канатной подвески до заделки с гибкой канатной штангой.The closest in technical essence is the method of operating oil directional wells and wells with sidetracks (patent RU No. 2699504, IPC E21B 43/00, F04B 47/02, publ. 05.09.2019 Bull. No. 25), implemented through the use of rod downhole pumping units, consisting of a surface drive with a suspension unit of a string of pumping rods, a string of pumping, tubing pipes of rods (lift pipes) and a submersible pump, while flexible cable rods are installed in the wellbore curvature section, and straight sections of the wellbore are equipped with rigid rods, and the speed of the translational movement of the pump rod string when lowering the plunger of the submersible pump is limited by the condition of providing at the suspension point of the pump rod string the minimum allowable load equal to the total weight of the pump rods in the well fluid in the section of the pump rod string from the cable suspension to the embedding with a flexible cable barbell.

Недостатками всех способов являются низкий ресурс работы замковых элементов, выходящих из строя после 3 – 4 извлечений для обслуживания штанговых насосов, на лифтовых трубах, по которым производится поднятие продукции пласта из скважины на поверхность, и, как следствие, необходимость извлечения лифтовых труб после извлечения штанговых насосов для ремонта и/или замены замковых элементов, что приводит к большим временным и материальным затратам.The disadvantages of all methods are the low service life of the locking elements that fail after 3-4 extractions for servicing rod pumps, on lift pipes, which are used to lift formation production from the well to the surface, and, as a result, the need to remove lift pipes after extracting rod pumps. pumps for repair and / or replacement of locking elements, which leads to high time and material costs.

Техническим результатом предполагаемого изобретения являются создание способа эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, позволяющего увеличить суммарный срок службы герметизирующего и замкового элементов лифтовых труб за счет их дублирования – установки дополнительных герметизирующего и замкового элемента.The technical result of the proposed invention is the creation of a method for operating a plug-in downhole rod pump, which makes it possible to increase the total service life of the sealing and locking elements of lift pipes due to their duplication - installing an additional sealing and locking element.

В качестве технического решения предлагается способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, включающий размещение в скважине лифтовых труб с основными герметизирующим и замковым элементами для герметичного взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем и захватом спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса на колонне насосных штанг, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом, приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос.As a technical solution, a method is proposed for operating a plug-in downhole rod pump, which includes placing lift pipes in the well with the main sealing and locking elements for tight interaction and fixation in the installation interval, respectively, with the nipple and capturing the plug-in downhole rod pump lowered into these pipes on the sucker rod string, connected by means of a suspension unit with a surface drive that drives the plug-in downhole rod pump.

Новым является то, что перед спуском лифтовые трубы выше основных герметизирующего и замкового элементов оснащают дополнительными герметизирующим и замковым элементами большего диаметра, чем основные, а после выхода из строя основного замкового элемента перед спуском в лифтовую колонну вставной скважинный штанговый насос оснащают манжетой и зацепом для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим и замковым элементами.What is new is that before lowering the lift pipes above the main sealing and locking elements, they are equipped with additional sealing and locking elements of a larger diameter than the main ones, and after the failure of the main locking element, before descending into the production string, the plug-in well rod pump is equipped with a cuff and a hook for the corresponding tight interaction with additional sealing and locking elements.

На фиг. 1 изображена схема установки в скважине вставного скважинного штангового насоса в основные герметизирующее и замковое элементы в продольном разрезе.In FIG. 1 shows a diagram of the installation in the well of a plug-in downhole rod pump in the main sealing and locking elements in a longitudinal section.

На фиг. 2 изображена схема установки в скважине вставного скважинного штангового насоса в дополнительные герметизирующее и замковое элементы в продольном разрезе.In FIG. 2 shows a diagram of the installation in the well of a plug-in downhole rod pump in additional sealing and locking elements in a longitudinal section.

Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на реализацию способа, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны ли показаны условно.Structural elements, technological connections and seals that do not affect the implementation of the method, in the drawings (Fig. 1 and 2) are not shown conditionally.

Способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса 1 (фиг. 1 и 2) включает размещение в скважине лифтовых труб 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами для герметичного соответственно взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем 7 (фиг. 1, показан условно) и захватом 8 или большего диаметра дополнительными манжетой 9 (фиг. 2) и зацепом 10 спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса 1 (фиг. 1 и 2) на колонне насосных штанг 11, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом (на фиг. 1 и 2 не показаны), приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос 1. Причем вставной скважинный штанговый насос 1 перед спуском в лифтовые трубы 2 оснащают манжетой 9 (фиг. 2) и зацепом 10 после выхода из строя основного замкового элемента 5 для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим 4 и замковым 6 элементами.The method of operation of the plug-in downhole rod pump 1 (Fig. 1 and 2) includes the placement of lift pipes 2 in the well with the main and larger diameter additional sealing 3 and 4 and locking 5 and 6 elements located above for hermetic, respectively, interaction and fixation in the installation interval, respectively, with nipple 7 (Fig. 1, shown conditionally) and grip 8 or larger diameter with additional cuff 9 (Fig. 2) and hook 10 of the plug-in downhole rod pump 1 lowered into these pipes (Fig. 1 and 2) on the string of sucker rods 11 connected using a suspension unit with a surface drive (not shown in Figs. 1 and 2), which drives the plug-in downhole rod pump 1. Moreover, the plug-in downhole rod pump 1 is equipped with a cuff 9 (Fig. 2) and a hook 10 before descending into the tubing 2 after the failure of the main locking element 5 for a corresponding hermetic interaction with additional sealing 4 and locking 6 elements.

Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.

В скважину 12 (фиг. 1 и 2) с вскрытым перфорацией 13 продуктивным пластом 14 спускают лифтовые трубы 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами. На виды герметизирующих 3 и 4 и замковых 5 и 6 элементов авторы не претендуют, так как они известны различных типоразмеров из открытых источников. Вставной скважинный штанговый насос 1 (фиг. 1) оснащают ниппелем 7 и захватом 8 (они также широко известны из открытых источников) под основные герметизирующий 3 и замковые 5 элементы соответственно. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 7 до герметичного взаимодействия ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3, а захвата 8 – с основным замковым элементом 5 для фиксации в интервале установки. При этом дополнительные герметизирующий 4 и замковые 6 элементы из-за большего диаметра не мешают спускоподъемным операциям с вставным скважинным штанговым насосом 1. Устье (не показано) скважины 12 герметизируют устьевой арматурой, а колонну насосных штанг 11 соединяют при помощи узла подвески с поверхностным приводом, который придает возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг 11 с плунжером 15 внутри цилиндра 16 вставного скважинного штангового насоса 1, перекачивая продукцию пласта 14 на поверхность.In the well 12 (Fig. 1 and 2) with the opened perforation 13 productive formation 14 down lift pipe 2 with the main and larger diameter located above additional sealing 3 and 4 and locking 5 and 6 elements. The authors do not pretend to the types of sealing elements 3 and 4 and locking elements 5 and 6, since they are known in various sizes from open sources. The plug-in borehole rod pump 1 (Fig. 1) is equipped with a nipple 7 and a grip 8 (they are also widely known from open sources) for the main sealing 3 and locking 5 elements, respectively. After that, the plug-in downhole rod pump 1 on the pump rod string 11 is lowered into the lift pipes 7 until the tight interaction of the nipple 7 with the main sealing element 3, and the grip 8 with the main locking element 5 for fixation in the installation interval. At the same time, additional sealing 4 and locking 6 elements, due to the larger diameter, do not interfere with tripping operations with a plug-in downhole rod pump 1. The wellhead (not shown) of the well 12 is sealed with wellhead fittings, and the pump rod string 11 is connected using a suspension unit with a surface drive, which gives reciprocating motion to the string of sucker rods 11 with the plunger 15 inside the cylinder 16 of the plug-in downhole rod pump 1, pumping the production of the formation 14 to the surface.

По мере работы вставного скважинного штангового насоса 1 возникает необходимость его периодического технического обслуживания и ремонта. Для чего разбирают устьевую арматуру и при помощи колонны насосных штанг 11 из лифтовых труб 2 извлекают вставной скважинный штанговый насос 1, предварительно извлекая ниппель 7 из основного герметизирующего элемента 3 и срывая захват 8 из основного замкового элемента 5. При этом проверяют усилие срыва захвата 8 из основного замкового элемента 5, снимая показания с устьевого индикатора веса (УИВ – не показан): на сколько вырастает вес вставного скважинного штангового насоса 1 с колонной насосных штанг 11, если в пределах допустимого (указано в паспортах поставщиков замковых элементов 5), то соединение этого замкового элемента 5 с захватом 8 исправно. После технического обслуживания вставной скважинный штанговый насос 1 опять на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3, а захвата 8 – с основным замковым элементом 5 для фиксации в интервале установки. Соединение ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3 опрессовывают нагнетанием жидкости устьевым насосом (не показан) в лифтовую колонну 2. Если давление не падает, то все герметично. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 опять запускают в работу для подъёма продукции пласта 14 на поверхность.As the plug-in downhole rod pump 1 operates, it becomes necessary to periodically maintain and repair it. To do this, the wellhead fittings are disassembled and, using a string of pump rods 11, the plug-in well rod pump 1 is removed from the tubing pipes 2, after first removing the nipple 7 from the main sealing element 3 and tearing the grip 8 from the main locking element 5. At the same time, the force of breaking the grip 8 from of the main locking element 5, taking readings from the wellhead weight indicator (WIV - not shown): how much does the weight of the plug-in downhole rod pump 1 with the sucker rod string 11 increase, if within the permissible range (indicated in the passports of the suppliers of the locking elements 5), then the connection of this lock element 5 with grip 8 is working properly. After maintenance, the plug-in downhole rod pump 1 is lowered into the lift pipes 2 again on the pump rod string 11 until the tight interaction of the nipple 7 with the main sealing element 3, and the grip 8 with the main locking element 5 for fixation in the installation interval. The connection of the nipple 7 with the main sealing element 3 is pressurized by injecting liquid with a wellhead pump (not shown) into the production string 2. If the pressure does not drop, then everything is tight. After that, the plug-in downhole rod pump 1 is again put into operation to lift the production of reservoir 14 to the surface.

При выходе из строя соединения основного замкового элемента 5 с захватом 8 при резком снижении за пределы допустимого усилия срыва и/или не герметичности соединения ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3 при снижении давления внутри лифтовых труб 2 и/или циркуляции жидкости из затрубья лифтовых труб 2 при опрессовке принимают решение о переустановке его в интервал установки дополнительных герметизирующего 4 и замкового 6 элементов после извлечения из скважины 12 вставного скважинного штангового насоса 1. На месторождениях Республики Татарстан (РТ) такое происходит через 3 – 6 спускоподъемных операций со вставным скважинным штанговым насосом 1. принимают решение о переустановке его в интервал установки дополнительных герметизирующего 4 и замкового 6 элементов. Для этого вставной скважинный штанговый насос 1 (фиг. 2) оснащают манжетой 9 (самоуплотняющаяся манжета, кольцевое уплотнение, набор кольцевых уплотнений или т.п. – авторы не претендуют на это), и зацепом 10 (любой известной конструкции – авторы не претендуют на это) и спускают на колонне насосных штанг 11 в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия соответственно с дополнительными герметизирующим 4 и замковым 5 элементами для герметичной фиксации в интервале установки. Устье скважины 12 герметизируют устьевой арматурой, а колонну насосных штанг 11 соединяют при помощи узла подвески с поверхностным приводом, который придает возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг 11 с плунжером 15 внутри цилиндра 16 вставного скважинного штангового насоса 1, перекачивая продукцию пласта 14 на поверхность.In case of failure of the connection of the main locking element 5 with the grip 8 with a sharp decrease beyond the permissible force of failure and / or leakage of the connection of the nipple 7 with the main sealing element 3 with a decrease in pressure inside the lift pipes 2 and / or circulation of fluid from the annulus of the lift pipes 2 during pressure testing, a decision is made to reinstall it in the installation interval of additional sealing 4 and locking 6 elements after removing the plug-in downhole rod pump 1 from well 12. In the fields of the Republic of Tatarstan (RT), this happens after 3-6 round-trip operations with the plug-in downhole rod pump 1. make a decision to reinstall it in the installation interval of additional sealing 4 and castle 6 elements. To do this, the plug-in downhole rod pump 1 (Fig. 2) is equipped with a cuff 9 (self-sealing cuff, annular seal, a set of annular seals, or the like - the authors do not claim this), and a hook 10 (any known design - the authors do not claim to this) and lowered on the pump rod string 11 into the lift pipes 2 until hermetic interaction, respectively, with additional sealing 4 and locking 5 elements for hermetic fixation in the installation interval. The wellhead 12 is sealed with wellhead fittings, and the pump rod string 11 is connected by means of a suspension unit with a surface drive, which reciprocates the sucker rod string 11 with the plunger 15 inside the cylinder 16 of the plug-in downhole rod pump 1, pumping the production of the formation 14 to the surface.

По мере работы вставного скважинного штангового насоса 1 возникает необходимость его периодического технического обслуживания и ремонта. Для чего разбирают устьевую арматуру и при помощи колонны насосных штанг 11 из лифтовых труб 2 извлекают вставной скважинный штанговый насос 1, предварительно извлекая манжету 9 из дополнительного герметизирующего элемента 4 и срывая зацеп 10 из дополнительного замкового элемента 6. При этом проверяют усилие срыва зацепа 10 из дополнительного замкового элемента 6, снимая показания с устьевого индикатора веса (УИВ – не показан): на сколько вырастает вес вставного скважинного штангового насоса 1 с колонной насосных штанг 11, если в пределах допустимого (указано в паспортах поставщиков замковых элементов 6), то соединение этого замкового элемента 6 с зацепом 10 исправно. После технического обслуживания вставной скважинный штанговый насос 1 опять на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4, а зацепа 10 – с дополнительным замковым элементом 6 для фиксации в интервале установки. Соединение манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4 опрессовывают нагнетанием жидкости устьевым насосом (не показан) в лифтовую колонну 2. Если давление не падает, то все герметично. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 опять запускают в работу для подъёма продукции пласта 14 на поверхность.As the plug-in downhole rod pump 1 operates, it becomes necessary to periodically maintain and repair it. To do this, the wellhead fittings are disassembled and, using the pump rod string 11, the plug-in downhole rod pump 1 is removed from the tubing pipes 2, after removing the cuff 9 from the additional sealing element 4 and breaking the hook 10 from the additional locking element 6. At the same time, the force of breaking the hook 10 from additional locking element 6, taking readings from the wellhead weight indicator (WIV - not shown): how much does the weight of the plug-in downhole rod pump 1 with the sucker rod string 11 increase, if within the permissible range (indicated in the passports of the suppliers of the locking elements 6), then the connection of this of the locking element 6 with the hook 10 is working properly. After maintenance, the plug-in downhole rod pump 1 is lowered into the lift pipes 2 again on the pump rod string 11 until the cuff 9 tightly interacts with an additional sealing element 4, and the hook 10 with an additional locking element 6 for fixation in the installation interval. The connection of the cuff 9 with an additional sealing element 4 is pressurized by injecting liquid with a wellhead pump (not shown) into the production string 2. If the pressure does not drop, then everything is tight. After that, the plug-in downhole rod pump 1 is again put into operation to lift the production of reservoir 14 to the surface.

При выходе из строя соединения дополнительного замкового элемента 6 с зацепом 10 при резком снижении за пределы допустимого усилия срыва и/или не герметичности соединения манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4 при снижении давления внутри лифтовых труб 2 и/или циркуляции жидкости из затрубья лифтовых труб 2 при опрессовке принимают решение о замене лифтовых труб 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами. На месторождениях РТ такое происходит из-за больших размеров и более крупных конструктивных элементов манжеты 9 и зацепа 10 через после 5 – 8 спускоподъемных операций со вставным скважинным штанговым насосом 1. То есть период извлечения лифтовых труб 2 для замены герметизирующих 3 и 4 и замковых 5 и 6 элементов вырастает в 1,7 – 4,6 раза, In the event of failure of the connection of the additional locking element 6 with the hook 10 with a sharp decrease beyond the allowable force of failure and / or leakage of the connection of the cuff 9 with the additional sealing element 4 with a decrease in pressure inside the lift pipes 2 and / or circulation of fluid from the annulus of the lift pipes 2 during pressure testing, a decision is made to replace the lift pipes 2 with the main and larger diameter additional sealing elements 3 and 4 located above and locking elements 5 and 6. In the fields of the Republic of Tatarstan, this happens due to the large size and larger structural elements of the cuff 9 and the hook 10 after 5 - 8 round trips with a plug-in downhole rod pump 1. That is, the period of extraction of lift pipes 2 to replace sealing 3 and 4 and locking 5 and 6 elements grows 1.7 - 4.6 times,

Предлагаемый способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса позволяет увеличить суммарный срок службы герметизирующего и замкового элементов в 1,7 – 4,6 раза лифтовых труб за счет их дублирования – установки дополнительных герметизирующего и замкового элемента.The proposed method of operating a plug-in downhole rod pump makes it possible to increase the total service life of the sealing and locking elements by 1.7–4.6 times for lift pipes due to their duplication – installation of additional sealing and locking elements.

Claims

A method for operating a plug-in downhole rod pump, which includes placing lift pipes in the well with the main sealing and locking elements for hermetic interaction and fixation in the installation interval, respectively, with the nipple and capture of the plug-in well rod pump lowered into these pipes on a string of pump rods connected by a suspension unit with a surface drive that drives a plug-in downhole rod pump, characterized in that before lowering the lift pipes above the main sealing and locking elements are equipped with additional sealing and locking elements of a larger diameter than the main ones, and after the failure of the main locking element, before descending into the lift pipes The pipes of the plug-in downhole rod pump are equipped with a cuff and a hook for appropriate hermetic interaction with additional sealing and locking elements.