RU2135746C1

RU2135746C1 - Well operation method

Info

Publication number: RU2135746C1
Application number: RU98121757/03A
Authority: RU
Inventors: Ю.С. Ащепков; Г.В. Березин; М.Ю. Ащепков
Original assignee: ООО НПФ "Недра - ЭСТЭРН"
Priority date: 1998-12-08
Filing date: 1998-12-08
Publication date: 1999-08-27

Abstract

FIELD: recovery of fluids from wells of various purpose. SUBSTANCE: method can be used for operation of oil wells. According to method, immersible pump is lowered into well. Used in function of immersible pump is sucker-rod plunger pump. Body of pump is provided with upper and lower holes which are located at different height through distance which is larger than length of pump plunger. Pump has by-pass passages. Passages and holes in pump are arranged so that above-plunger space of pump can communicate through them with under-plunger space of pump when plunger is in extreme upper position. In process of well operation, output of fluid recovered from well is monitored. At reduction of output, discharge line at well head is closed periodically by one or two times per month. Closing of discharge line at well head is continued for period corresponding to 30-40 thousand of plunger strokes and until well output is increased. In further operation, when well output drops below permissible value, frequency of closing discharge line at well head is increased. Application of aforesaid method allows for increasing output of productive bed due to subjecting this bed to waving action. EFFECT: higher efficiency. 6 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи флюида из скважин различного назначения и, в частности, может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин. The invention relates to the field of fluid production from wells for various purposes and, in particular, can be used in the operation of oil wells.

Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину плунжерного насоса, ход плунжера которого отрегулирован таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть сообщена с подплунжерной, создание упругих колебаний и передачу их на забой (1). There is a known method of operating a well, which includes the descent of a plunger pump into the well, the stroke of the plunger of which is adjusted so that in the extreme upper position of the plunger its supra-plunger part is in communication with the sub-plunger, creating elastic vibrations and transferring them to the bottom (1).

Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность из-за возможности эксплуатации скважины только как волновой, ограниченных возможностей в создании упругих и ограниченных возможностей факторов в процессе эксплуатации. The disadvantage of this method is its lack of effectiveness due to the possibility of operating the well only as a wave, limited ability to create elastic and limited possibilities of factors during operation.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину глубинного насоса, запуск скважины в работу и воздействие импульсами давления на призабойную зону продуктивного пласта (2). The closest analogue of the invention is a method of operating a well, which includes the descent of a downhole pump into the well, putting the well into operation and applying pressure pulses to the bottom-hole zone of the reservoir (2).

Известный способ предусматривает использование динамических сил (импульсов давления), создаваемых столбом жидкости при работе насоса. The known method involves the use of dynamic forces (pressure pulses) created by a liquid column during pump operation.

В известном способе система возбуждается импульсами с плавно изменяющимся фронтом и спадом, растянутым во времени вследствие передачи веса столба жидкости со штанг на обсадные трубы скважины и обратно, а также из-за больших деформаций колонн труб, штанг и самого столба жидкости в момент перемены направления движения плунжера. In the known method, the system is excited by pulses with a smoothly changing front and recession, stretched over time due to the transfer of the weight of the liquid column from the rods to the casing of the well and vice versa, as well as due to large deformations of the pipe columns, rods and the liquid column itself at the moment of changing direction plunger.

В этих условиях для достижения эффективных колебаний принимают все возможные меры: подбирают высоту столба жидкости, диаметр плунжера насоса и режим его работы. Однако, эти меры недостаточны для достижения оптимальных режимов возбуждения продуктивного пласта и обеспечения необходимой его нефтеотдачи. Это объясняется тем, что частотный энергетический спектр таких воздействий узок, а амплитуда ограничена весом столба жидкости. Все это, в целом, снижает эффективность способа. Under these conditions, to achieve effective oscillations, all possible measures are taken: they select the height of the liquid column, the diameter of the pump plunger and its operating mode. However, these measures are insufficient to achieve optimal excitation regimes of the reservoir and provide the necessary oil recovery. This is because the frequency energy spectrum of such effects is narrow, and the amplitude is limited by the weight of the liquid column. All this, in General, reduces the effectiveness of the method.

Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения эффективности волнового воздействия на этот пласт. The technical result of the invention is to increase the oil recovery of a productive formation by increasing the efficiency of the wave action on this formation.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу эксплуатации скважины, включающему спуск в скважину глубинного насоса, запуск скважины в работу и воздействие импульсами давления на продуктивный пласт, согласно изобретению в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос с верхними и нижними отверстиями в его корпусе, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера, и обводненными каналами, выполненными с возможностью гидравлического сообщения через них и отверстия надплунжерной полости с подплунжерной полостью в крайнем верхнем положении плунжера, при этом в процессе работы скважины контролируют дебит извлекаемого флюида и, при уменьшении его, периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают. The required technical result is achieved by the fact that according to the method of operating the well, which includes launching the deep pump into the well, putting the well into operation and applying pressure pulses to the producing formation, according to the invention, a sucker-rod plunger pump with upper and lower openings in its body is used, spaced in height by a distance exceeding the length of the plunger, and flooded channels made with the possibility of hydraulic communication through them and the holes of the plunger cavities with a sub-plunger cavity in the extreme upper position of the plunger, while during the operation of the well, the flow rate of the extracted fluid is controlled and, if it is reduced, periodically, with a frequency of 1-2 times per month, block the flow line of the well at the mouth for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the plunger and until the well production rate increases, in the future, when the well production rate decreases below the permissible flow rate, the flow line overlap frequency is increased.

Кроме того, верхние и нижние отверстия в корпусе насоса разносят на расстояние, превышающее длину плунжера на 15-20 см. In addition, the upper and lower holes in the pump housing are spaced a distance greater than the length of the plunger by 15-20 cm.

Верхние отверстия выполняют круглыми, а нижние - в виде щелей или ряда отверстий, расположенных аналогично щелям. The upper holes are made round, and the lower holes are in the form of slots or a series of holes located similarly to the slots.

Проходные сечения отверстий выполняют равными проходному сечению каналов. The bore holes are made equal to the bore of the channels.

Выкидную линию скважины перекрывают до повышения дебита извлекаемого флюида на величину не менее 1% от исходного дебита. The flow line of the well is blocked until the production rate of the extracted fluid is increased by at least 1% of the initial production rate.

Частоту перекрытия выкидной линии увеличивают при снижении дебита извлекаемого флюида на 2-5% ниже допустимого. The flow line overlap frequency is increased when the flow rate of the recovered fluid is reduced by 2-5% below the permissible level.

При снижении дебита ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают до 3-4 раз в месяц. With a decrease in flow rate below the permissible frequency, the overlap of the flow line is increased to 3-4 times a month.

Все признаки п.1 формулы являются существенными, т.е. необходимыми для обеспечения технического результата. All the features of claim 1 of the formula are essential, i.e. necessary to ensure a technical result.

Без какого-либо из этих признаков технический результат не достигается. Остальные признаки являются часто существенными, необходимыми для реализации частных случаев способа. Without any of these features, a technical result is not achieved. The remaining features are often essential, necessary for the implementation of special cases of the method.

В связи с тем, что из области техники не известна совокупность признаков, характеризующих предложенное изобретение, это позволяет сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает критерию "новизна". Due to the fact that the set of features characterizing the proposed invention is not known from the technical field, this allows us to conclude that the claimed invention meets the criterion of "novelty."

Изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", т.к. не является очевидным для специалиста данной отрасли. The invention meets the criterion of "inventive step", because It is not obvious to a specialist in this industry.

Изобретение является и "промышленно применимым", т.к. может быть реализовано при описанной совокупности признаков без каких-либо дополнительных изобретений. The invention is also "industrially applicable", because can be implemented with the described combination of features without any additional inventions.

Сущность изобретения заключается в расширении спектра возбуждающего импульса в скважине за счет ускоренного сброса давления жидкости из надплунжерной полости в подплунжерную и периодическом усилении мощности (амплитуды) воздействия (за счет перекрытия выкидной линии на устье скважины) и передаче усиленных импульсов на продуктивный пласт для изменения в нем фильтрационных потоков. The essence of the invention is to expand the spectrum of the exciting pulse in the well due to the accelerated release of fluid pressure from the supraplunger cavity to the subplunger and periodically increase the power (amplitude) of the impact (by blocking the flow line at the wellhead) and transmit amplified pulses to the reservoir to change it filtration flows.

Способ осуществляют следующим образом. В скважину спускают подъемную колонну труб с фильтром. Затем скважину оборудуют глубинным штанговым плунжерным насосом с верхними и нижними отверстиями в его корпусе, разнесенными по высоте на расстояние, превышающее длину плунжера, и обводными каналами. Отверстия и каналы выполнены с возможностью сообщения через них надплунжерной полости насоса с его подплунжерной полостью. Затем скважину запускают в работу. В процессе работы скважины (после ее запуска) периодически, с частотой 1-2 раза в месяц, перекрывают выкидную линию на устье на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов плунжера и до повышения дебита, например, на 1% от исходного дебита. В дальнейшем при снижении дебита скважины ниже допустимого частоту перекрытия выкидной линии увеличивают. The method is as follows. A lifting column of pipes with a filter is lowered into the well. Then the well is equipped with a deep rod plunger pump with upper and lower holes in its body, spaced in height by a distance exceeding the length of the plunger, and bypass channels. The holes and channels are made with the possibility of communication through them of the subplunger cavity of the pump with its subplunger cavity. Then the well is put into operation. During the operation of the well (after its launch) periodically, with a frequency of 1-2 times per month, they block the flow line at the wellhead for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the plunger and until the production rate increases, for example, by 1% of the initial production rate. In the future, with a decrease in the flow rate of the well below the permissible frequency of overlapping flow lines increase.

В качестве глубинного насоса применяют штанговый плунжерный насос, выполненный по любому из возможных вариантов, показанных на фиг. 1, 2. As a submersible pump, a sucker-rod plunger pump is used, made according to any of the possible options shown in FIG. 12.

На фиг. 1 показан невставной насос с каналами, образованными отверстиями 1 в верхней части корпуса насоса 2, разнесенными по высоте на расстояние, например, на 15-20 см, большее длины плунжера 3, и кольцевым зазором 4 между корпусом насоса и цилиндром 5, надетым на корпус и приваренным к нему по торцам 6. На фиг. 2 показаны возможные варианты выполнения каналов в случаях строгих ограничений габаритных диаметров насоса, например, в ряде случаев при применении вставных насосов большого диаметра. In FIG. 1 shows a non-integral pump with channels formed by holes 1 in the upper part of the pump casing 2, spaced in height by a distance of, for example, 15-20 cm longer than the length of the plunger 3, and an annular gap 4 between the pump casing and the cylinder 5 worn on the casing and welded to it at the ends 6. In FIG. 2 shows the possible options for the implementation of the channels in cases of severe restrictions on the overall diameter of the pump, for example, in some cases when using large-diameter plug-in pumps.

На фиг.2а показан канал связи, образованный отверстиями 1 в корпусе насоса, состоящем из наборных втулок 2 и кожуха 3, и пазом (каналами или пазами) 4, проделанным на внешней стороне кожуха насоса между отверстиями. Каналы и отверстия герметизированы напрессованной на кожух втулкой 5. On figa shows the communication channel formed by the holes 1 in the pump housing, consisting of collapsible sleeves 2 and the casing 3, and a groove (channels or grooves) 4 made on the outside of the pump casing between the holes. The channels and holes are sealed with a sleeve 5 pressed onto the casing.

На фиг.2б показан канал, образованный отверстиями 1 и связывающим их каналом 4, выполненным на внутренней поверхности кожуха насоса 3, а на фиг.2в - таким же каналом, выполненным на внешней стороне втулок 2 перед их сборкой. В таком варианте при сборке втулок каналы совмещают. On figb shows the channel formed by the holes 1 and the channel 4 connecting them, made on the inner surface of the casing of the pump 3, and figv - the same channel made on the outside of the bushings 2 before assembling them. In this embodiment, when assembling the bushings, the channels are combined.

Возможны другие варианты выполнения каналов связи надплунжерной и подплунжерной полостей насоса, сообщающихся в верхнем положении плунжера. Other options for the implementation of the communication channels of the supra-plunger and sub-plunger cavities of the pump, communicating in the upper position of the plunger.

Процессы, происходящие при работе насоса с отверстиями в скважине при открытой выкидной линии, состоят в следующем. The processes that occur during operation of the pump with holes in the well with an open flow line are as follows.

При движении плунжера вверх происходит обычный процесс подъема и выброса жидкости в выкидную линию, так как в начале движения нижние отверстия вместе с верхними находятся в надплунжерной полости насоса, а затем перекрыты плунжером. When the plunger moves upward, the usual process of raising and ejecting liquid into the flow line occurs, since at the beginning of the movement the lower holes together with the upper are in the supraplunger cavity of the pump, and then are blocked by the plunger.

На плунжер действует перепад давления, соответствующий высоте столба жидкости от динамического уровня до устья скважины, за счет которого штанги дополнительно нагружаются и растягиваются. A pressure drop corresponding to the height of the liquid column from the dynamic level to the wellhead acts on the plunger, due to which the rods are additionally loaded and stretched.

В верхнем положении плунжера нижние отверстия начинают открываться в подплунжерную полость, связывая с надплунжерной полостью. В результате в надплунжерной полости насоса давление начинает падать, а в подплунжерной полости расти. In the upper position of the plunger, the lower holes begin to open into the subplunger cavity, connecting with the supraplunger cavity. As a result, pressure begins to fall in the supraplunger cavity of the pump, and grow in the subplunger cavity.

Такие изменения давления ускоряют движение плунжера вверх за счет уменьшения нагрузки на штанги и из сокращения, что, в свою очередь, приводит к усилению гидравлической связи и ускорению процесса изменения давлений. В этом случае возникает положительная обратная связь, за счет которой длительность фронта формируемого импульса давления резко сокращается. В системе протекает скачкообразный релаксационный процесс. Дальнейшее движение плунжера насоса вследствие упругости и инерционности системы приобретает характер затухающих колебаний, демпфируемых нагнетательным клапаном плунжера, который работает в этом случае как односторонний амортизатор. Сформированный таким образом импульс давления имеет крутой фронт и широкий энергетический спектр с высоким уровнем гармоник, соответствующих резонансным частотам системы. Such changes in pressure accelerate the upward movement of the plunger by reducing the load on the rods and from the reduction, which, in turn, leads to an increase in hydraulic communication and acceleration of the pressure change process. In this case, a positive feedback arises, due to which the duration of the front of the pressure pulse formed is sharply reduced. A jump-like relaxation process takes place in the system. Further movement of the pump plunger due to the elasticity and inertia of the system acquires the character of damped oscillations damped by the discharge valve of the plunger, which in this case works as a one-way shock absorber. The pressure pulse thus formed has a steep front and a wide energy spectrum with a high level of harmonics corresponding to the resonant frequencies of the system.

Использование для возбуждения колебательной системы скважины таких импульсов повышает интенсивность волновых процессов и эффективность волнового воздействия. The use of such pulses for exciting a well’s oscillatory system increases the intensity of wave processes and the effectiveness of wave action.

Эффект усиливается благодаря периодическому закрыванию выкидной линии на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса. The effect is enhanced by periodically closing the flow line for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the pump.

Сущность такого технологического приема состоит в том, что при закрытой выкидной линии перемещение плунжера насоса вверх на расстояние 1 приводит к уменьшению объема надплунжерной полости насоса на величину
ΔV = S_плΔl,
где S - площадь плунжера насоса, l - длина хода плунжера, и к росту давления жидкости в этой области на величину
ΔP = ΔV/kV = KΔV/V = K S_плl/V,
где k - коэффициент сжимаемости, а K = l/K - модуль упругости жидкости, заполняющей надплунжерную полость.The essence of this technique is that when the flow line is closed, moving the pump plunger up by a distance of 1 leads to a decrease in the volume of the plunger cavity of the pump by
ΔV = S _pl Δl,
where S is the area of the pump plunger, l is the stroke length of the plunger, and the increase in fluid pressure in this area by
ΔP = ΔV / kV = KΔV / V = KS _pl l / V,
where k is the compressibility coefficient, and K = l / K is the modulus of elasticity of the fluid filling the plunger cavity.

Увеличение давления жидкости в надплунжерной полости насоса за счет ее сжатия дает увеличение амплитуды возбуждающего импульса на величину
ΔR = ΔP S_пл= KS $\binom{2}{пл}$ Δl/V.
Эта величина имеет существенное значение особенно в высокопродуктивных скважинах с высоким динамическим уровнем жидкости в затрубье.An increase in the fluid pressure in the supraplunger cavity of the pump due to its compression gives an increase in the amplitude of the exciting pulse by
ΔR = ΔP S _PL = KS $\binom{2}{pl}$ Δl / V.
This value is essential especially in highly productive wells with a high dynamic fluid level in the annulus.

Опыт применения ударно-волновых, вибросейсмических, сейсмоакустических и других близких по характеру способов воздействия на продуктивные пласты показывает, что эффект появляется после периодических (несколько суток), в том числе кратковременных, воздействий и может продолжаться в течение от одного до нескольких месяцев после воздействия. The experience of using shock-wave, vibroseismic, seismic-acoustic and other similar in nature methods of impact on productive formations shows that the effect appears after periodic (several days), including short-term, impacts and can last for one to several months after exposure.

Периодическая работа возбуждающей скважины с закрытой выкидной линией на время, соответствующее 30-40 тыс. ходов насоса (3-5 суток при 6 ходах в минуту), позволяет: во-первых, обеспечить достаточное по длительности усиленное воздействие на пласт импульсами повышенной мощности при закрытой выкидной линии и, во-вторых, максимально использовать эту скважину для добычи нефти, не выводя ее из эксплуатационного фонда. Periodic operation of the exciting well with a closed flow line for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the pump (3-5 days at 6 strokes per minute) allows: firstly, to provide a sufficient duration of enhanced stimulation of the formation with high-power pulses when closed flow line and, secondly, to maximize the use of this well for oil production, without removing it from the production fund.

Повторение такого периодического режима воздействия при появлении признаков снижения эффекта позволяет не только длительное время поддерживать, но и наращивать производительность скважин в зоне воздействия. The repetition of such a periodic regime of exposure with the appearance of signs of a decrease in the effect allows not only maintaining for a long time, but also increasing the productivity of wells in the impact zone.

Технология легко реализуется в процессе подземного или капитального ремонта скважины с помощью известных, хорошо отработанных приемов и операций. The technology is easily implemented in the process of underground or overhaul wells using well-known, well-established techniques and operations.

Особенностями применения технологии является: необходимость конструктивных изменений в насосе, связанных с созданием отверстий и каналов в его корпусе; регулирование хода и верхнего положения плунжера, обеспечивающего сообщаемость надплунжерной и подплунжерной полостей насоса через каналы и отверстия в корпусе; периодическое отключение скважины от выкидной линии в процессе ее работы. Features of the technology application are: the need for design changes in the pump associated with the creation of holes and channels in its housing; regulation of the stroke and the upper position of the plunger, ensuring the communicability of the supraplunger and subplunger cavities of the pump through channels and holes in the housing; periodic shutdown of the well from the flow line during its operation.

Отверстия и каналы в корпусе насоса в соответствии с фиг. 1, 2. The holes and channels in the pump housing according to FIG. 12.

Необходимым условием реализации технологии является учет дополнительной нагрузки на штанги, создаваемой за счет сжатия жидкости в подъемных трубах при закрытой выкидной линии. A necessary condition for the implementation of the technology is to take into account the additional load on the rods created by compressing the liquid in the lifting pipes with a closed flow line.

Конкретный пример реализации способа. В скважину спускают подъемную колонну с хвостовиком длиной 967 м. Подъемную колонну разгружают через хвостовик на забой скважины, например, на половину ее веса. Применяют невставной насос с диаметром плунжера D_пл=57 мм, установленный на глубине H_н= 1303 м, в составе колонны насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром d_о=50 мм. Насос работает в режиме с длиной хода Δl = 1,8 м и частотой ходов N=7 кач/мин. Насос приводят в действие от станка-качалки через штанги диаметром d_шт= 19 мм с максимально допустимой нагрузкой = 2200 кг/см. Скважина имеет динамический уровень жидкости в затрубье H_н = 1225 м, плотность пластовой воды ρ_в= 1,012 т/м.A specific example of the implementation of the method. A lifting column with a shank of 967 m length is lowered into the well. The lifting column is unloaded through the liner to the bottom of the well, for example, by half its weight. A non-standard pump with a plunger diameter D _PL = 57 mm, installed at a depth of H _n = 1303 m, is used as part of a string of tubing with an inner diameter of d _o = 50 mm. The pump operates in a mode with a stroke length of Δl = 1.8 m and a stroke frequency of N = 7 kach / min. The pump is driven from the rocking machine through rods with a diameter of d _pcs = 19 mm with a maximum allowable load = 2200 kg / cm. The well has a dynamic liquid level in the annulus H _H = 1225 m, the density ρ _in the PW = 1.012 t / m.

Плотность нефти ρ_н= 0,845 т/м, обводненность η = 50%. Дополнительную нагрузку на штанги за счет сжатия жидкости определяют выражением:
ΔR = ΔP S $\binom{2}{пл}$ Δl/V.
При обводненности продукции η = 50% модуль упругости смеси K_см в первом приближении находят как среднее значение модулей упругости нефти и воды при температуре 65^oC и давлении в пределах от 0 до 200 кг/см².Oil density ρ _n = 0.845 t / m, water cut η = 50%. The additional load on the rods due to the compression of the liquid is determined by the expression:
ΔR = ΔP S $\binom{2}{pl}$ Δl / V.
When the water content of the product is η = 50%, the elastic modulus of the mixture K _cm in a first approximation is found as the average value of the elastic modulus of oil and water at a temperature of 65 ^o C and a pressure in the range from 0 to 200 kg / cm ² .

Для таких условий модуль упругости воды равен 2300 кг/см², а модуль упругости нефти - 1400 кг/см.For such conditions, the elastic modulus of water is 2300 kg / cm ² and the elastic modulus of oil is 1400 kg / cm.

Модуль упругости смеси K_см = 18500 кг/см = 185 х 106 кг/см
Площадь плунжера насоса без учета площади поперечного сечения штанг при диаметре плунжера насоса D_пл = 57 мм и диаметре штанг D_шт = 19 составит:
S_пл=0,785 • (57² - 19²) • 10^-6 = 2,27 • 10 м².The modulus of elasticity of the mixture K _cm = 18500 kg / cm = 185 x 106 kg / cm
The area of the pump plunger without taking into account the cross-sectional area of the rods with the diameter of the pump plunger D _PL = 57 mm and the diameter of the rods D _pcs = 19 will be:
S _pl = 0.785 • (57 ² - 19 ² ) • 10 ^-6 = 2.27 • 10 m ² .

Объем сжимаемой жидкости:
V = 0,785 • (50² - 19²) • 1303 •10^-6=2,188 м³.Volume of compressible fluid:
V = 0.785 • (50 ² - 19 ² ) • 1303 • 10 ^-6 = 2.188 m ³ .

Здесь 50 - внутренний диаметр подъемных труб
ΔR = 185×10^-6×(2,27×10^-3)²×1,8•2,188 = 784 кг.
При этом максимальная нагрузка на штанги составит
P_max= P_ж+P_шт×b+P_шт×(N²Δl/1440)+ΔR,
Где P_ж= ρ_ж×S_пл×H_д- вес жидкости, ρ_ж= (ρ_в+ρ_н)/ 2=(1,012+0,845)/2=0,93 - плотность жидкости
P_ж = 0,93 • 2,27 • 10 • 1225 = 2586 кг,
где P_шт=P_пог • H_н, P_пог=2,44 кг/м - вес погонного метра штанг диаметром 19 мм;
P_шт=2,44 • 1303 = 3179 кг;
b = (ρ_шт-ρ_ж)/ρ_шт- коэффициент, учитывающий вес вытесненной жидкости ρ_шт= 7,8 Т.м³ - плотность материала штанг
b = (7,8-0,93)/7,8 = 0,881, тогда
P_max = 2586+3179 • 0,881+3179 • (7² • 1,8/1440)+784 = 5386+195+784 = 6365 кг.Here 50 is the inner diameter of the lifting pipes
ΔR = 185 × 10 ^-6 × (2.27 × 10 ^-3 ) ² × 1.8 • 2.188 = 784 kg.
In this case, the maximum load on the rods will be
P _max = P _w + P _pc × b + P _pc × (N ² Δl / 1440) + ΔR,
Where P _W = ρ _W × S _PL × H _d is the weight of the liquid, ρ _W = (ρ _in + ρ _n ) / 2 = (1.012 + 0.845) / 2 = 0.93 is the density of the liquid
P _w = 0.93 • 2.27 • 10 • 1225 = 2586 kg,
where P _pc = P _pog • H _n , P _pog = 2.44 kg / m - weight per meter of rods with a diameter of 19 mm;
P _pc = 2.44 • 1303 = 3179 kg;
b = (ρ _pc -ρ _g ) / ρ _pc - coefficient taking into account the weight of the displaced fluid ρ _pc = 7.8 Tm ³ - the density of the rod material
b = (7.8-0.93) / 7.8 = 0.881, then
P _max = 2586 + 3179 • 0.881 + 3179 • (7 ² • 1.8 / 1440) +784 = 5386 + 195 + 784 = 6365 kg.

Полученное значение говорит о том, что дополнительная нагрузка на штанги более, чем в 4 раза превышает динамические нагрузки (195 кг) и составляет более 13% от общей нагрузки. The obtained value suggests that the additional load on the rods is more than 4 times higher than dynamic loads (195 kg) and makes up more than 13% of the total load.

Наибольшая нагрузка на балансир станка составляет 8 т, а допустимая нагрузка на штанги
G_шт= ξ×S_шт= 2200×0,785×19²×10^-2= 6234 кг.
Как видно, в обычном режиме, штанги работают в пределах допустимой нагрузки, а в режиме усиленного воздействия с закрытой выкидной линией нагрузка на штанги превышает допустимую.The largest load on the machine balancer is 8 tons, and the permissible load on the rods
G _pcs = ξ × S _pcs = 2200 × 0.785 × 19 ² × 10 ^-2 = 6234 kg.
As you can see, in the normal mode, the rods operate within the permissible load, and in the enhanced exposure mode with a closed flow line, the load on the rods exceeds the permissible one.

В этом случае необходимо либо усилить штанги применением двухступенчатой колонны, либо уменьшить диаметр или длину хода плунжера насоса, что приведет к уменьшению степени сжатия столба жидкости и снижению дополнительной нагрузки на штанги. In this case, it is necessary either to strengthen the rods using a two-stage column, or to reduce the diameter or stroke length of the pump plunger, which will reduce the degree of compression of the liquid column and reduce the additional load on the rods.

При этом предпочтительнее усилить штанги, так как в других случаях снижается мощность возбуждаемого импульса и эффективность воздействия. At the same time, it is preferable to strengthen the rods, since in other cases the power of the excited pulse and the effectiveness of the impact are reduced.

Технология эффективна при применении ее на сложнопостроенных обводненных месторождениях с высокой неоднородностью коллекторов по проницаемости и насыщенности, а также на месторождениях с низкой проницаемостью коллекторов. The technology is effective when applied to complex irrigated fields with high heterogeneity of reservoirs in terms of permeability and saturation, as well as in fields with low reservoir permeability.

Источники информации:
1. Патент РФ N 2075596, кл. E 21 B 43/16, 20.03.97.Sources of information:
1. RF patent N 2075596, cl. E 21 B 43/16, 03.20.97.

2. Патент РФ N 2124119, кл. E 21 B 43/00, 98 (БИ 36). 2. RF patent N 2124119, cl. E 21 B 43/00, 98 (BI 36).

Claims

1. The method of operation of the well, including the descent into the well of a deep pump, putting the well into operation and applying pressure pulses to the reservoir, characterized in that a sucker-rod plunger pump with upper and lower openings in its housing spaced apart in height by a distance exceeding the length of the plunger, and bypass channels made with the possibility of hydraulic communication through them and the holes of the supraplunger cavity with the subplunger cavity in the highest position at the same time, during the operation of the well, the flow rate of the extracted fluid is controlled and, if it decreases, periodically, with a frequency of 1-2 times per month, they block the flow line of the well at the wellhead for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the plunger and until the flow rate increases wells, in the future, with a decrease in the flow rate of the well below the permissible frequency of overlapping flow lines increase.

2. The method according to claim 1, characterized in that the upper and lower holes in the pump housing are spaced a distance greater than the length of the plunger by 15-20 cm

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the upper holes are made round, and the lower ones are in the form of slots or a series of holes located similarly to the slots.

4. The method according to claim 1, characterized in that the passage sections of the holes are made equal to the passage section of the channels.

5. The method according to claim 1, characterized in that the flow line of the well is blocked until the production rate of the extracted fluid is increased by at least 1% of the initial production rate.

6. The method according to claim 1, characterized in that the frequency of overlapping of the flow line is increased by reducing the flow rate of the extracted fluid by 2-5% below the permissible.

7. The method according to claim 1, characterized in that when the flow rate is lower than the allowable frequency, the overlap of the flow line is increased to 3-4 times a month.