RU2014440C1 - Method and device for running a high-viscosity oil well - Google Patents
Method and device for running a high-viscosity oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014440C1 RU2014440C1 SU4947298A RU2014440C1 RU 2014440 C1 RU2014440 C1 RU 2014440C1 SU 4947298 A SU4947298 A SU 4947298A RU 2014440 C1 RU2014440 C1 RU 2014440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- well
- oil
- deep
- valve
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods and devices for operating wells with high viscosity oil.
При разработке месторождений высоковязких нефтей, особенно содержащих высокий процент асфальто-смолистых веществ (больше 15%) возникают трудности (при залегании на больших глубинах: 2000 м и больше, когда забойные температуры превышают 50оС).In the development of high-viscosity oil deposits, particularly those containing a high percentage of asphalt-resinous substances (over 15%) there are difficulties (for bedding at great depths: 2000 m and more, when the bottom hole temperature exceeds about 50 C).
В процессе простоев скважины (отключение эл.энергии и пр.) нефть, заполняющая ствол скважины, принимает температуру окружающего массива горных пород. Поэтому в средней части по глубине скважины и особенно в верхней температура может быть ниже температуры кристаллизации парафина, смол, асфальтенов и пр. Выпавшие в осадок смолы оседают вниз и закупоривают нижнюю часть ствола скважины. При попытке запустить скважину в работу, как правило, это не удается. Глубинный насос откачивает всю нефть, находящуюся в затрубном пространстве выше приема насоса, и захлебывается. Так как жидкость снизу не поступает, то насос перестает подавать из скважины нефть. In the process of well downtime (turning off electric energy, etc.), the oil filling the wellbore assumes the temperature of the surrounding rock mass. Therefore, in the middle part along the depth of the well and especially in the upper part, the temperature may be lower than the crystallization temperature of paraffin, resins, asphaltenes, etc. Resins deposited in the sediment settle down and clog the lower part of the wellbore. When trying to start a well in operation, as a rule, this fails. The submersible pump pumps out all the oil located in the annulus above the intake of the pump and chokes. Since the liquid does not flow from below, the pump stops supplying oil from the well.
Известен способ эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, заключающийся в спуске подъемной колонны, спуске в нее глубинного вставного насоса, промывке скважины горячим агентом и откачке нефти насосом (1). There is a method of operating a well with highly viscous oil, which consists in lowering the lifting column, lowering the deep insert pump into it, flushing the well with a hot agent and pumping the oil with a pump (1).
Так как при данном способе нижняя часть ствола скважины не провается, то оставшиеся ниже приема насоса пробки из смол, парафина и асфальтенов не дают возможности восстановиться дебиту скважины. Для промывки скважины можно подъемную колонну допустить до забоя и промыть скважину на всю глубину, но такая дополнительная операция требует значительного времени. При этом также происходит выпадение смолистых и пр. И восстановить прежний дебит не удается. Since with this method the lower part of the wellbore is not tested, the plugs made of resins, paraffin and asphaltenes remaining below the pump intake do not allow the well flow rate to be restored. To flush the well, you can allow the lifting column to the bottom and flush the well to the full depth, but such an additional operation requires considerable time. In this case, tarry, etc. also occur. And it is not possible to restore the previous flow rate.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности работы глубинно-насосного оборудования в скважинах с высокосмолистой нефтью. The aim of the present invention is to increase the efficiency of downhole pumping equipment in wells with high resin content.
Эта цель достигается тем, что в известном способе эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, включающем спуск подъемной колонны, спуск в нее глубинного вставного насоса, промывку скважины горячей нефтью и откачку нефти насосом, к подъемной колонне подвешивают промывочную колонну с установкой ее башмака на уровне нефтяного пласта, промывку делают на всю глубину скважины, а перед запуском насоса открывают циркуляционные окна в верхней части промывочной колонны. This goal is achieved by the fact that in the known method of operating a well with highly viscous oil, including lowering the lifting string, lowering the deep insertion pump into it, flushing the well with hot oil and pumping the oil out, the washing string is suspended from the lifting string with its shoe set at the level of the oil reservoir washing is done to the entire depth of the well, and before starting the pump, circulation windows are opened in the upper part of the washing column.
Известно устройство для осуществления известного способа, включающее подъемную колонну и глубинный вставной насос с хвостовиком (2). A device for implementing the known method, comprising a lifting column and a deep-well plug-in pump with a shank (2).
Данное устройство не позволяет промыть скважину на всю ее глубину. В результате ниже приема насоса остаются пробки из смолистой части нефти, скважина не очищается должным образом, и глубинно-насосное оборудование работает неэффективно. This device does not allow you to flush the well to its entire depth. As a result, plugs from the tarry part of the oil remain below the pump intake, the well is not cleaned properly, and the downhole pumping equipment is inefficient.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности работы глубинно-насосного оборудования в скважинах с высоковязкой нефтью. The aim of the present invention is to increase the efficiency of downhole pumping equipment in wells with high viscosity oil.
Эта цель достигается тем, что в известном устройстве для осуществления способа эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью, оно дополнительно содержит промывочную колонну, подвешенную к подъемной колонне, между подъемной и промывочной колоннами установлен полый циркуляционный клапан с возможностью его открытия при посадке вставного глубинного насоса в опорное седло. This goal is achieved by the fact that in the known device for implementing the method of operating a well with highly viscous oil, it further comprises a flushing column suspended from the lifting column, a hollow circulation valve is installed between the lifting and washing columns with the possibility of opening it when the plug-in deep pump is planted in the support seat .
На фиг.1 изображено устройство для осуществления предлагаемого способа в момент промывки скважины перед запуском глубинного насоса; на фиг.2 - то же, в момент работы глубинного вставного насоса. Figure 1 shows a device for implementing the proposed method at the time of flushing the well before starting the downhole pump; figure 2 is the same at the time of operation of the deep insertion pump.
Устройство содержит подъемную колонну 1 и промывочную колонну 2, между которыми установлен полый циркуляционный клапан 3 и переводник 4 с опорным седлом 5 для насоса 6. The device comprises a lifting column 1 and a washing column 2, between which a hollow circulation valve 3 and a sub 4 with a supporting seat 5 for a pump 6 are installed.
Циркуляционный клапан 3 имеет корпус 7 с циркуляционными окнами 8, перекрытыми подпружиненной с помощью пружины 9 втулкой 10, взаимодействующей с хвостовиком 11 вставного глубинного насоса 6. The circulation valve 3 has a housing 7 with
Нижний конец пружины 9 опирается на буртик 12, имеющийся в нижней части корпуса 7 клапана 3, а верхний ее конец - в нижний торец втулки 10. The lower end of the spring 9 rests on the shoulder 12, available in the lower part of the housing 7 of the valve 3, and its upper end - in the lower end of the sleeve 10.
Нижний конец промывочной колонны 2 установлен на уровне нефтяного пласта 13. Верхняя часть подъемной колонны 1 обвязана с эксплуатационной колонной 14. К затрубному пространству 15 скважины подсоединена выкидная линия 16. The lower end of the flushing column 2 is installed at the level of the oil reservoir 13. The upper part of the lifting column 1 is connected to the production string 14. An outlet line 16 is connected to the annular space 15 of the well.
В хвостовике 11 насоса 6 имеются боковые окна 17, через которые поступает из скважины жидкость на прием насоса 6. In the
Возможные и другие варианты крепления вставного насоса 6, например с помощью цангового захвата или гидравлически запертой камеры и т.д. Но требование при этом одно - при посадке насоса 6 в узел его крепления хвостовик 11 должен открыть циркуляционные окна 8 клапана 3. Possible and other mounting options for the plug-in pump 6, for example using a collet gripper or a hydraulically locked chamber, etc. But there is one requirement in this case - when the pump 6 is planted in its attachment point, the
Предлагаемый способ с применением названного выше устройства осуществляют следующим образом. The proposed method using the above device is as follows.
Способ опробовали на скважине глубиной 4200 Монастырищенского нефтяного месторождения. Обсадная колонна ⌀ 146 мм. Нефтяной горизонт в интервале 4107-4130 м. В нефти смол до 20%. The method was tested on a well with a depth of 4200 Monastyrishchenskoye oil fields. Casing ⌀ 146 mm. The oil horizon in the range of 4107-4130 m. In oil tar up to 20%.
В скважину спустили промывочную колонну 2 из НКТ ⌀ 60,3 мм, длиной 2164 м и подъемную колонну 1 длиной 1946 м из НКТ ⌀ 73 мм. Между ними установили циркуляционный клапан 3 и переводник 4. Внутрь НКТ ⌀ 73 мм на насосных штангах спустили глубинный вставной насос 6. Запустили насос 6. После откачки нефти в объеме затрубного пространства 15 от устья скважины до приема насоса 6 подача жидкости из скважины прекратилась. Это указывало на то, что насос 6 откачал всю жидкость из затрубного пространства 15 до приема насоса 6, а из пласта 13 нефть не поступает, что говорило о закупорке нижней части ствола скважины пробкой из смолы и парафина. A flushing column 2 of tubing ⌀ 60.3 mm, 2164 m long, and a lifting column 1 of 1946 m length from tubing ⌀ 73 mm was lowered into the well. A circulation valve 3 and a sub 4 were installed between them. Inside the tubing ⌀ 73 mm, a deep-well push-in pump was lowered on the sucker rods 6. The pump was started 6. After oil was pumped out in the volume of the annulus 15 from the wellhead to pump 6, the flow of fluid from the well was stopped. This indicated that pump 6 pumped out all the fluid from the annulus 15 before pump 6 was received, and oil did not flow from reservoir 13, which indicated that the bottom of the wellbore was plugged with a resin and paraffin plug.
Для очистки скважины от осадка из смолы и парафина насос 6 приподняли так, чтобы хвостовик 11 вышел из циркуляционного клапана 3 и втулка 10 поднялась вверх и перекрыла окна 8. После этого к выкидной линии 16 подсоединили агрегат и через затрубное пространство прокачали горячую нефть в объеме одного цикла (см.фиг.1). Горячая нефть растворила осевшие в затрубном пространстве смолы и вынесла их на поверхность. По окончании процесса прокачки нефти насос 6 вновь опустили вниз до посадки в опорное седло 5. При этом хвостовик 11 насоса 6 переместил втулку 10 вниз и открыл циркуляционные окна 8 клапана 3. Насос 6 пустили в работу. Так как полость втулки 10 почти полностью перекрыта хвостовиком 11, то нефть (жидкость) из затрубного пространства 15 в насос 6 поступала через циркуляционные окна 8 и боковые окна 17 в хвостовике 11. Так как сечение затрубного пространства 15 ниже насоса 6 при применении предлагаемого устройства много меньше, чем при эксплуатации известными способами (у известных нет промывочной колонны 2 и скважина работает всем сечением эксплуатационной колонны 14), то нефть из пласта 13 поступает быстрее и не успевает охладиться настолько, чтобы из нее могли осаждаться смолы и парафинистые вещества. Поэтому эксплуатация скважины и работа глубинно-насосного оборудования проходит в лучших условиях. To clean the well of tar and paraffin sediment, the pump 6 was raised so that the
При необходимости проведения новой промывки скважины насос 6 останавливают и приподнимают его так, чтобы хвостовик 11 вышел из втулки 10 и производят ее промывку, как описано выше. If it is necessary to conduct a new washing of the well, the pump 6 is stopped and lifted so that the
При эксплуатации скважины предлагаемым способом прекратились случаи незапуска глубинно-насосного оборудования (насос 6) и за счет этого достигнуто увеличение дебита скважины на 18%. When the well was operated by the proposed method, cases of non-start-up of the downhole pumping equipment (pump 6) were stopped and due to this, an increase in well production by 18% was achieved.
Технико-экономические преимущества предлагаемого способа и устройства:
1. Увеличивается межремонтный период работы скважины, так как отпадает надобность в ремонте ее для запуска глубинных насосов 6.Technical appraisal and economic advantages of the proposed method and device:
1. The overhaul period of the well increases, since there is no need to repair it to start the deep pumps 6.
2. Увеличивается дебит скважин за счет улучшения условий подъема нефти к насосу 6. 2. The flow rate of wells increases due to improved conditions for lifting oil to the pump 6.
3. Внедрение предложения упрощает работу промыслового персонала так как отпадает надобность в организации ремонтных работ по скважинам. 3. The implementation of the proposal simplifies the work of the field staff as there is no need to organize repair work on the wells.
Способ принят к испытанию его на промыслах, имеющих добычу высоковязкой нефти, НГДУ п.о. "Укрнефть". The method adopted for testing it in fields having high-viscosity oil production, NGDU po Ukrnafta.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4947298 RU2014440C1 (en) | 1991-06-24 | 1991-06-24 | Method and device for running a high-viscosity oil well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4947298 RU2014440C1 (en) | 1991-06-24 | 1991-06-24 | Method and device for running a high-viscosity oil well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014440C1 true RU2014440C1 (en) | 1994-06-15 |
Family
ID=21580253
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4947298 RU2014440C1 (en) | 1991-06-24 | 1991-06-24 | Method and device for running a high-viscosity oil well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2014440C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2603866C1 (en) * | 2016-02-24 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump |
RU2707605C1 (en) * | 2019-07-31 | 2019-11-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well cleaning method equipped with plug-in pump |
-
1991
- 1991-06-24 RU SU4947298 patent/RU2014440C1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2603866C1 (en) * | 2016-02-24 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump |
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 |
---|---|---|
US4988389A (en) | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide | |
US3559739A (en) | Method and apparatus for providing continuous foam circulation in wells | |
US6125936A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
US6092600A (en) | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method | |
US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US7240733B2 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
EP1115960A1 (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
US4390068A (en) | Carbon dioxide stimulated oil recovery process | |
US5452764A (en) | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements | |
US3455387A (en) | Well completion technique and apparatus for use therewith | |
US2939533A (en) | Casingless, multiple-tubing well completing and producing system | |
US3251416A (en) | Method for improving permeability | |
US4194566A (en) | Method of increasing the permeability of subterranean reservoirs | |
US3022823A (en) | Cementing multiple pipe strings in well bores | |
US3268004A (en) | Apparatus for improving the permeability of subterranean formations | |
US4860830A (en) | Method of cleaning a horizontal wellbore | |
RU2014440C1 (en) | Method and device for running a high-viscosity oil well | |
US7213648B2 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
US3730268A (en) | Apparatus and method for filtering well fluids | |
US4838353A (en) | System for completing and maintaining lateral wells | |
US3664424A (en) | Method for insulating a well | |
RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
RU2054530C1 (en) | Design of underground multihole well, method for its construction and method for its operation | |
RU2261991C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2139417C1 (en) | Oil production method |