RU2184837C1 - Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells - Google Patents
Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184837C1 RU2184837C1 RU2000132681/03A RU2000132681A RU2184837C1 RU 2184837 C1 RU2184837 C1 RU 2184837C1 RU 2000132681/03 A RU2000132681/03 A RU 2000132681/03A RU 2000132681 A RU2000132681 A RU 2000132681A RU 2184837 C1 RU2184837 C1 RU 2184837C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- pumping unit
- pumping
- plug
- shank
- Prior art date
Links
Landscapes
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при восстановлении продуктивности эксплуатационных или приемистости нагнетательных скважин. The invention relates to the oil industry and can be used to restore the productivity of production or injectivity of injection wells.
Известно устройство для восстановления продуктивности или приемистости скважины, содержащее подвешенную в скважине на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб, дренажный насос и хвостовик с пакером и фильтром [1]. A device for restoring productivity or injectivity of a well is known, comprising a tubing string, a drainage pump and a liner with a packer and a filter suspended in a well on a lifting system of a lifting mechanism [1].
В этом техническом решении дренажный насос выполнен в виде корпуса, внутри которого установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения полый шток с перфорационными отверстиями. Корпус и хвостовик соединены герметичным телескопическим соединением и на их наружных поверхностях закреплены опорные фланцы, между которыми смонтирован пакер. Шток подпружинен относительно корпуса, причем усилие пружины превышает усилие упругой деформации уплотнительного элемента пакера. In this technical solution, the drainage pump is made in the form of a housing, inside of which a hollow rod with perforations is installed with the possibility of limited axial movement. The housing and the shank are connected by a sealed telescopic connection and support flanges are fixed on their outer surfaces, between which the packer is mounted. The rod is spring-loaded relative to the housing, and the spring force exceeds the elastic deformation force of the packer sealing element.
После спуска компановки и упора хвостовика на забой скважины происходит сжатие уплотнительного элемента пакера между опорными фланцами корпуса и хвостовика и призабойная зона скважины изолируется от затрубного пространства, расположенного выше. При дальнейшем перемещении колонны труб вниз полый шток выдвигается и его полость, связанная с полостью колонны, соединяется через перфорационные отверстия и камеру корпуса с подпакерным пространством. Под действием перепада давления жидкость, шлам и кольматационные отложения из призабойной зоны скважины устремляются в полость колонны труб. После выравнивания давлений механические примеси осаждаются в полости штока и колонны труб и устройство извлекают на поверхность для очистки. After the line-up is launched and the liner rests on the bottom of the well, the packer sealing element is compressed between the support flanges of the body and liner and the bottomhole zone of the well is isolated from the annular space located above. With further movement of the pipe string downward, the hollow rod extends and its cavity connected with the cavity of the column is connected through perforation holes and the chamber chamber to the under-packer space. Under the action of a pressure drop, liquid, sludge and mud deposits from the bottomhole zone of the well flow into the cavity of the pipe string. After pressure equalization, mechanical impurities are deposited in the cavity of the rod and pipe string and the device is removed to the surface for cleaning.
Устройство отличается простотой и надежностью. Недостатком устройства является высокая трудоемкость производимых с его помощью работ и их низкая эффективность. Это объясняется тем, что при обработке сильнозагрязненных скважин однократное резкое воздействие на призабойную зону пласта депрессией оказывается недостаточной для отрыва всех видов отложений. Это вызывает необходимость проведения повторных обработок, каждая из которых требует подъема, очистки и спуска оборудования. The device is simple and reliable. The disadvantage of this device is the high complexity of the work performed with its help and their low efficiency. This is explained by the fact that when treating heavily contaminated wells, a single sharp impact on the bottom-hole zone of the depression with depression is insufficient to detach all types of deposits. This necessitates repeated treatments, each of which requires lifting, cleaning and lowering the equipment.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающее подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, хвостовик, в верней части которого находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла, а в нижней части - входные отверстия, и упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного и ограничитель хода подвижного элемента вниз [2]. Closest to the technical nature of the invention is a device for restoring production productivity and injectivity of injection wells, including a tubing string suspended from a lifting system with a nozzle, a pumping unit for reciprocating action, a movable element of which is connected to the bottom with a discharge valve part of the tubing string, a shank in the upper part of which is a fixed element with a suction valve the drain node, and at the bottom - the inlet openings, and a stop limiting the movement of the movable member of the drain assembly relative to the fixed stroke limiter and down movable member [2].
Данное устройство позволяет проводить обработку скважины за один спуск и подъем оборудования. После спуска оборудования перемещение колонны насосно-компрессорных труб вверх-вниз на величину хода плунжера при неподвижном хвостовике приводит к откачке жидкости из скважины. Уровень в затрубье постепенно снижается до динамического, при этом пласт периодически испытывает увеличивающуюся по величине депрессию. Периодическое воздействие депрессии способствует отрыву и выносу многих видов отложений, засоривших забой скважины и поровые каналы призабойной зоны. Мелкий шлам и механические примеси вместе с откачиваемой жидкостью выносятся на поверхность, а крупные - осаждаются в шламонакопителе, из которого извлекаются после подъема оборудования. Продолжительность процесса контролируют по количеству выносимых в приемную емкость мехпримесей. This device allows you to process the well in one run and lift equipment. After the descent of the equipment, moving the tubing string up and down by the size of the plunger stroke with the shaft fixed, leads to pumping fluid out of the well. The level in the annulus gradually decreases to dynamic, while the formation periodically experiences an increase in magnitude of depression. The periodic effect of depression contributes to the separation and removal of many types of deposits that clog the bottom of the well and pore channels of the bottomhole zone. Fine sludge and mechanical impurities along with the pumped liquid are brought to the surface, and large ones are deposited in the sludge collector, from which they are extracted after lifting the equipment. The duration of the process is controlled by the number of impurities carried into the receiving tank.
Недостатком известного устройства является относительно невысокая эффективность его работы и небольшой срок службы. A disadvantage of the known device is the relatively low efficiency of its work and a short service life.
Этот недостаток связан с тем, что воздействие на пласт начинается только с момента, когда противодавление столба жидкости в затрубье снизится до пластового и основной отбор жидкости производят за счет его притока в скважину из пласта. Чем больше приток жидкости, тем интенсивнее происходит вынос механических частиц. Однако одновременно с повышением депрессии и, следовательно, притока жидкости в скважину увеличивается перепад давления на уплотнения пары подвижный-неподвижный элемент откачивающего узла и повышается количество свободного газа в откачиваемой жидкости. This disadvantage is related to the fact that the effect on the formation begins only from the moment when the back pressure of the liquid column in the annulus decreases to the formation and the main selection of liquid is carried out due to its inflow into the well from the formation. The greater the influx of fluid, the more intensive the removal of mechanical particles. However, simultaneously with an increase in depression and, consequently, fluid flow into the well, the pressure drop across the seals of the pair of movable-fixed element of the pumping unit increases and the amount of free gas in the pumped liquid increases.
Это обстоятельство приводит к снижению эффективности и работоспособности откачивающего узла за счет износа уплотнений и возможности срыва подачи в результате накопления газа под подвижным элементом. This circumstance leads to a decrease in the efficiency and operability of the pumping unit due to wear of the seals and the possibility of interruption of supply as a result of gas accumulation under the movable element.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности работы устройства по воздействию на призабойную зону пласта, увеличения срока его службы. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of the device by acting on the bottomhole formation zone, increasing its service life.
Для решения поставленной задачи известное устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включающее подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, хвостовик, в верхней части которого находится неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла, а в нижней части - входные отверстия, и упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного и ограничитель хода подвижного элемента вниз, согласно изобретению, снабжено пакером, пробкой, штоком, размещенными на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла, а хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичные телескопические соединения со срезными штифтами и возможностью ограниченного осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение толкателем, размещенным над всасывающим клапаном, жестко связанным с ним своим основанием и имеющим возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла, и заглушкой, установленной на хвостовике ниже его входных отверстий, причем подвижный элемент откачивающего узла выполнен в виде цилиндра с кожухом, а неподвижный - в виде поршня. Устройство может быть снабжено противопесочным клапаном, установленным в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла, и газоотводными отверстиями на хвостовике, расположенными под пакером. Существенные признаки устройства:
1. Колонна насосно-компрессорных труб со сбивным штуцером, подвешенная на талевой системе подъемного механизма.To solve this problem, a known device for restoring production productivity and injectivity of injection wells, including a tubing string with a knocked-on fitting on a lifting system of the lifting mechanism, a pumping unit for reciprocating action, a movable element of which is connected to the bottom of the pump string with a discharge valve -compressor pipes, a shank, in the upper part of which there is a fixed element with a suction valve of the pumping unit, and in the lower part there are inlet openings, and an emphasis restricting the movement of the movable element of the pumping unit relative to the stationary one and the travel limiter of the movable element down, according to the invention, is equipped with a packer, plug, rod located on the shank between its inlet openings and the stationary element of the pumping unit, and the shank at the locations of the packer and the plug with the rod has sealed telescopic joints with shear pins and the possibility of limited axial movement, in which the rod acts with a plug, and the packer assumes a working position with a pusher placed above the suction valve, rigidly connected with its base and having the ability to interact with the discharge valve at the lower point of movement of the movable element of the pumping unit, and a plug installed on the shank below its inlet openings, moreover the movable element of the pumping unit is made in the form of a cylinder with a casing, and the stationary one is in the form of a piston. The device can be equipped with an anti-sand valve installed in the tubing string between the knocked fitting and the movable element of the pumping unit, and gas vents on the shank located under the packer. Salient features of the device:
1. A column of tubing with a knocked-in fitting suspended on a hoist hoist system.
2. Откачивающий узел возвратно-поступательного действия. 2. The pumping unit reciprocating action.
3. Подвижный элемент откачивающего узла с нагнетательным клапаном соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб. 3. The movable element of the pumping unit with a discharge valve is connected to the lower part of the tubing string.
4. Хвостовик. 4. The shank.
5. Расположенный в верхней части хвостовика неподвижный элемент с всасывающим клапаном откачивающего узла. 5. The fixed element located in the upper part of the shank with the suction valve of the pumping unit.
6. Входные отверстия, находящиеся в нижней части хвостовика. 6. Inlets located at the bottom of the shank.
7. Упор, ограничивающий перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного. 7. An emphasis restricting the movement of the movable element of the pumping unit relative to the stationary one.
8. Ограничитель хода подвижного элемента вниз. 8. The limiter of the movement of the movable element down.
9. Пакер. 9. Packer.
10. Пробка. 10. Cork.
11. Шток. 11. The stock.
12. Размещение пакера, пробки, штока на хвостовике между его входными отверстиями и неподвижным элементом откачивающего узла. 12. Placement of the packer, plug, rod on the shank between its inlet openings and the stationary element of the pumping unit.
13. Хвостовик в местах размещения пакера и пробки со штоком имеет герметичные телескопические соединения со срезными штифтами и возможностью осевого перемещения, при котором шток взаимодействует с пробкой, а пакер принимает рабочее положение. 13. The shank at the locations of the packer and the plug with the rod has a sealed telescopic connection with shear pins and the possibility of axial movement, in which the rod interacts with the plug, and the packer takes the working position.
14. Толкатель. 14. The pusher.
15. Размещение толкателя над всасывающим клапаном и жесткая связь с ним своим основанием. 15. Placing the pusher over the suction valve and rigid connection with it with its base.
16. Толкатель имеет возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном в нижней точке перемещения подвижного элемента откачивающего узла. 16. The pusher has the ability to interact with the discharge valve at the lower point of movement of the movable element of the pumping unit.
17. Заглушка, установленная на хвостовике ниже его входных отверстий. 17. A cap mounted on the shank below its inlets.
18. Выполнение подвижного элемента откачивающего узла в виде цилиндра с кожухом. 18. The implementation of the movable element of the pumping unit in the form of a cylinder with a casing.
19. Выполнение неподвижного элемента - в виде поршня. 19. The implementation of the fixed element in the form of a piston.
20. Противопесочный клапан, установленный в колонне насосно-компрессорных труб между сбивным штуцером и подвижным элементом откачивающего узла. 20. An anti-sand valve installed in the tubing string between the whipped fitting and the movable element of the pumping unit.
21. Газоотводные отверстия на хвостовике, расположенные под пакером. 21. Gas vents on the shank located under the packer.
Признаки 1-8 являются общими с прототипом существенными признаками, признаки 9-19 являются отличительными существенными признаками, признаки 20, 21 - дополнительными признаками. Signs 1-8 are common with the prototype of the essential features, signs 9-19 are distinctive essential features, signs 20, 21 are additional features.
Сущность изобретения
Известное техническое решение - устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин недостаточно эффективно осуществляет очистку продуктивного пласта, т.к. воздействие на пласт начинается только с момента, когда из затрубного пространства скважины будет откачена жидкость и уровень ее снизится до статического положения. Только после этого постепенно, по мере работы откачивающего узла начнется приток жидкости из пласта, при котором происходит вынос из призабойной зоны механических загрязняющих ее частиц.SUMMARY OF THE INVENTION
A well-known technical solution is a device for restoring the productivity of producing and injectivity of injection wells does not effectively clean the reservoir, because the impact on the formation begins only from the moment when fluid is pumped out of the annulus of the well and its level drops to a static position. Only after this, gradually, as the pumping unit operates, the flow of fluid from the reservoir will begin, at which the mechanical particles contaminating it are removed from the bottomhole zone.
В предлагаемом устройстве наличие пакера, который отделяет затрубное пространство скважины от приема насоса, позволяет сразу же с большой депрессией производить откачку жидкости из пласта, т.к. первый же ход насоса вверх приводит к снятию противодавления на пласт как со стороны столба жидкости, находящегося в затрубном пространстве, так и столба жидкости, находящегося в колонне насосно-компрессорных труб. Эффект усиливается благодаря тому, что в предлагаемом устройстве имеется пробка, которая позволяет спускать насосно-компрессорные трубы в скважину при монтаже пустыми, без заполнения их во время спуска жидкостью. При посадке труб на забой после установки пакера шток сбивает пробку и трубы сразу же с большой скоростью заполняются жидкостью, поступающей непосредственно из пласта, еще до начала работы откачивающего узла. In the proposed device, the presence of a packer that separates the annulus of the well from the intake of the pump allows immediately with a large depression to pump the fluid from the reservoir, because the first upward stroke of the pump leads to the removal of backpressure onto the formation both from the side of the liquid column located in the annulus and the liquid column located in the tubing string. The effect is enhanced due to the fact that the proposed device has a plug that allows you to lower the tubing into the well during installation empty, without filling them during the descent with liquid. When the pipes are planted on the bottom after installing the packer, the rod breaks the plug and the pipes are immediately filled with high speed with liquid coming directly from the formation, even before the start of the pumping unit.
Кроме того, в известном техническом решении после начала притока жидкости из пласта и появления на приеме откачивающего узла пластового газа возникает угроза срыва подачи насоса. В предложенном устройстве предусмотрен вывод газа из насоса в каждом цикле его работы с помощью толкателя, который принудительно открывает нагнетательный клапан в конце хода вниз. Это позволяет следующий цикл всасывания осуществлять с притоком жидкости в насос, т.е. без срыва подачи. Полному выпуску газа из насоса способствует выполнение подвижного элемента откачивающего узла в виде цилиндра, а неподвижного - в виде поршня. In addition, in the known technical solution, after the beginning of the influx of fluid from the formation and the appearance at the intake of the pumping unit of the formation gas, there is a risk of disruption of the pump. The proposed device provides for the gas outlet from the pump in each cycle of its operation using a pusher, which forcibly opens the discharge valve at the end of the down stroke. This allows the next suction cycle to be carried out with the influx of liquid into the pump, i.e. without interruption of supply. The complete release of gas from the pump is facilitated by the implementation of the movable element of the pumping unit in the form of a cylinder, and the stationary one in the form of a piston.
Заглушка на конце хвостовика, введенная в предложенное устройство, позволила увеличить объем шламонакопителя как за счет его длины, так и за счет поперечного сечения. A plug at the end of the shank, introduced into the proposed device, allowed to increase the volume of the sludge collector both due to its length and due to the cross section.
Для эффективной работы пакера в хвостовике выполнены газоотводные отверстия, которые не дают скапливаться газу под пакером, создающему противодавление на пласт, особенно при большом расстоянии между пакером и входными отверстиями хвостовика. For efficient operation of the packer in the shank, gas vents are made that prevent gas from accumulating under the packer, creating back pressure on the formation, especially with a large distance between the packer and the inlet shanks.
Наличие в предложенном устройстве противопесочного клапана позволяет исключить осаждение над нагнетательным клапаном взвешенных в столбе жидкости механических частиц во время остановки работы откачивающего узла, что в известном устройстве приводило к быстрому износу ответственных элементов оборудования. The presence in the proposed device of the anti-sand valve allows to exclude the deposition of mechanical particles suspended in the liquid column during the shutdown of the pumping unit over the discharge valve, which in the known device led to the rapid wear of critical equipment elements.
Таким образом, предложенное устройство позволяет расширить виды воздействия на призабойную зону пласта, увеличить время его интенсивного воздействия, повысить подачу насоса и исключить срыв его подачи. Thus, the proposed device allows you to expand the types of effects on the bottomhole formation zone, increase the time of its intense impact, increase the pump flow and eliminate the failure of its supply.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где показано устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин в продольном разрезе. The invention is illustrated by the drawing, which shows a device for restoring the productivity of producers and injectivity of injection wells in longitudinal section.
Устройство для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин содержит подвешенную на талевой системе подъемного механизма колонну насосно-компрессорных труб 1 со сбивным штуцером 2, откачивающий узел возвратно-поступательного действия, подвижный элемент которого выполнен в виде цилиндра 3 с кожухом 4, имеет нагнетательный клапан 5 и соединен с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, упор 6 и ограничитель хода 7 подвижного элемента вниз, хвостовик 8 с всасывающим клапаном 9 в его верхней части и входными отверстиями 10 - в нижней части, пакер 11, пробку 12, шток 13, размещенные на хвостовике 8 между его входными отверстиями 10 и неподвижным элементом в виде поршня 14, хвостовик 8 в местах размещения пакера 11 и пробки 12 со штоком 13 имеет герметичные телескопические соединения 15 и 16, соответственно, со срезными штифтами 17 и 18, толкатель 19, размещенный над всасывающим клапаном 9 и своей основой 20 жестко связанный с клапаном 9, заглушку 21, установленную на хвостовике 8 ниже его входных отверстий 10, газоотводные отверстия 22 на хвостовике 8 под пакером 11, противопесочный клапан 23, установленный в колонне насосно-компрессорных труб 1 между сбивным штуцером 2 и подвижным элементом откачивающего узла. A device for restoring production productivity and injectivity of injection wells contains a tubing string 1 with a knocked-out fitting 2 suspended on a lifting system of the lifting mechanism, a pumping unit for reciprocating action, the movable element of which is made in the form of a cylinder 3 with a casing 4, has a discharge valve 5 and connected to the lower part of the tubing string, an abutment 6 and a travel stop 7 of the movable element down, a shank 8 with a suction valve 9 in its upper part and in travel holes 10 - in the lower part, the packer 11, the plug 12, the rod 13, located on the shank 8 between its inlet 10 and the stationary element in the form of a piston 14, the shank 8 at the locations of the packer 11 and the plug 12 with the rod 13 has a sealed telescopic connections 15 and 16, respectively, with shear pins 17 and 18, a pusher 19, placed above the suction valve 9 and its base 20, rigidly connected to the valve 9, a plug 21 mounted on the shank 8 below its inlet openings 10, gas vents 22 on the shank 8 under the packer 11, a sand control valve 23 installed in the tubing string 1 between the knockout fitting 2 and the movable member of the pumping unit.
Хвостовик 8 за счет герметичных телескопических соединений 15 и 16 имеет возможность ограниченного осевого перемещения, при котором шток 13 взаимодействует с пробкой 12, а пакер 11 принимает рабочее положение. Толкатель 19 имеет возможность взаимодействия с нагнетательным клапаном 5 в нижней точке перемещения подвижного элемента. Упор 6 ограничивает перемещение подвижного элемента откачивающего узла относительно неподвижного, а ограничитель хода 7 ограничивает перемещение подвижного элемента при его ходе вниз. The shank 8 due to the sealed telescopic connections 15 and 16 has the possibility of limited axial movement, in which the rod 13 interacts with the plug 12, and the packer 11 takes the working position. The pusher 19 has the ability to interact with the discharge valve 5 at the lower point of movement of the movable element. The stop 6 restricts the movement of the movable element of the pumping unit relative to the stationary one, and the travel stop 7 limits the movement of the movable element when it moves down.
Штифт 18 выполнен из более прочного материала, чем верхний штифт 17, что обеспечивает поочередность срезания этих штифтов. The pin 18 is made of a stronger material than the upper pin 17, which ensures the cutting sequence of these pins.
Работает устройство следующим образом. The device operates as follows.
Собранную компановку на колонне насосно-компрессорных труб 1 на талевой системе подъемного механизма спускают в заглушенную скважину. После упора хвостовика 8 с заглушкой 21 на забой, начинают разгрузку колонны. Кожух 4 подвижного элемента из верхней "мертвой точки" (ограничен упором 6) перемещается вниз при неподвижном поршне 14. Начинается осевое движение верхней части хвостовика 8 за счет телескопического соединения 15. При этом срезаются штифты 17, рассчитанные на вес части хвостовика 8. Пакер 11 сжимается и отсекает затрубье от пласта. Полная разгрузка колонны труб 1 происходит с момента, когда кожух 4 опустится в нижнюю "мертвую точку" и коснется ограничителя хода 7. Это положение контролируют по индикатору веса и служит точкой отсчета для определения рабочего хода откачивающего узла. Под весом колонны труб 1 и кожуха 4 при движении хвостовика 8 вниз за счет телескопических соединений 15 и 16 срезаются штифты 18 и штоком 13 сбивается пробка 12. Между штоком 13 и отверстием от пробки 12 образуется кольцевой зазор, соединяющий отсеченную до этого внутреннюю полость хвостовика 8, откачивающего узла и колонны насосно-компрессорных труб 1 с пластом. Создается однократная глубокая депрессия, в результате которой жидкость из пласта устремляется в упомянутую полость, увлекая с собой механические примеси и отложения. Величину депрессии регулируют подбором диаметров штока 13 и пробки 12, т.е. размерами кольцевого зазора. The assembled line-up on the tubing string 1 on the hoist tackle system is lowered into the plugged well. After stop shank 8 with plug 21 to the bottom, the discharge of the column begins. The casing 4 of the movable element from the top dead center (limited by the stop 6) moves downward with the piston 14 stationary. The axial movement of the upper part of the shank 8 begins due to the telescopic connection 15. The pins 17 are cut off, which are designed for the weight of the shank 8. Packer 11 shrinks and cuts off the annulus from the reservoir. Complete unloading of the pipe string 1 occurs from the moment when the casing 4 lowers to the bottom “dead point” and touches the travel stop 7. This position is monitored by the weight indicator and serves as a reference point for determining the working stroke of the pumping unit. Under the weight of the pipe string 1 and the casing 4, when the shank 8 moves downward due to telescopic joints 15 and 16, the pins 18 are cut off and the stopper 12 is knocked down by a plug 12. An annular gap is formed between the stem 13 and the hole from the plug 12, connecting the inner cavity of the shank 8 previously cut off pumping unit and tubing string 1 with a reservoir. A single deep depression is created, as a result of which the fluid from the reservoir rushes into the said cavity, entraining mechanical impurities and deposits with it. The magnitude of depression is regulated by the selection of the diameters of the rod 13 and plug 12, i.e. dimensions of the annular gap.
После этого начинают процесс дренирования путем многократного перемещения кожуха 4 вверх-вниз на величину рабочего хода откачивающего узла. Рабочий ход откачивающего узла определяют как расстояние между верхней и нижней "мертвыми точками" кожуха 4 за вычетом хода, необходимого для принудительного открывания нагнетательного клапана 5 толкателем 19. При перемещении кожуха 4 вверх во внутренней полости откачивающего узла образуется разряжение, закрывается нагнетательный клапан 5 и открывается всасывающий клапан 9. Под действием перепада давления жидкость, поступающая в скважину из пласта вместе со шламом, всасывается через отверстие 10 в полость откачивающего узла. При обратном ходе кожуха 4 давление в полости откачивающего узла возрастает до давления нагнетания, клапан 9 закрывается, а нагнетательный клапан 5 открывается и жидкость вытесняется в полость колонны насосно-компрессорных труб 1. В процессе дренирования мелкие механические примеси вместе с откачиваемой жидкостью поднимаются по колонне труб 1 на поверхность. По количеству этих примесей в откачиваемой за один рабочий ход откачивающего узла жидкости определяют продолжительность дренирования. При этом крупные механические примеси осаждаются на дне хвостовика 8, которые поднимают на поверхность вместе с оборудованием, и удаляются после отвертывания заглушки 21. В процессе дренирования в полости насоса под нагнетательным клапаном 5 постоянно скапливается газ, количество которого увеличивается по мере разработки скважины, поэтому через несколько циклов работы откачивающего узла кожух 4 опускается до нижней "мертвой точки". Нагнетательный клапан 5 принудительно открывается толкателем 18 и происходит замещение в полости откачивающего узла газированной жидкости на дегазированную, в результате чего полностью удаляется из полости насоса газ и исключается возможность срыва подачи. После окончания дренирования оборудование извлекают на поверхность. Перед подъемом из лубрикатора сбрасывают груз (не показаны), сбивают штуцер 2 для слива жидкости из колонны труб по мере их подъема. After that, the drainage process is started by repeatedly moving the casing 4 up and down by the working stroke of the pumping unit. The working stroke of the pumping unit is defined as the distance between the upper and lower dead points of the casing 4 minus the stroke required to force the pressure valve 5 to be opened with the pusher 19. When the casing 4 is moved upward, a vacuum is generated in the internal cavity of the pumping unit, the pressure valve 5 closes and opens suction valve 9. Under the influence of a differential pressure, the fluid entering the well from the reservoir together with the slurry is sucked through the hole 10 into the cavity of the pumping unit. During the reverse stroke of the casing 4, the pressure in the cavity of the pumping unit increases to the discharge pressure, the valve 9 closes, and the discharge valve 5 opens and the liquid is forced into the cavity of the tubing string 1. During drainage, small solids along with the pumped liquid rise along the pipe string 1 to the surface. The amount of these impurities in the fluid pumped out during one working stroke of the pumping unit determines the drainage duration. In this case, large mechanical impurities are deposited at the bottom of the liner 8, which are lifted to the surface together with the equipment, and removed after unscrewing the plug 21. During drainage, gas is constantly accumulating in the pump cavity under the discharge valve 5, the amount of which increases as the well is developed, therefore, through for several cycles of operation of the pumping unit, the casing 4 is lowered to the bottom dead center. The pressure valve 5 is forced to open by the pusher 18 and there is a substitution in the cavity of the pumping unit for the carbonated liquid to the degassed one, as a result of which the gas is completely removed from the pump cavity and the possibility of a feed failure is eliminated. After draining, the equipment is removed to the surface. Before lifting from the lubricator, the load (not shown) is dropped, the fitting 2 is knocked down to drain the liquid from the pipe string as they rise.
Пример конкретного осуществления. An example of a specific implementation.
В нефтяной скважине N 113 глубиной 1875 м с интервалом перфорации 1862-1870 м за 15 лет эксплуатации после многократных подземных ремонтов с глушением пласта произошло снижение коэффициента продуктивности из-за его засорения с 1,8 м3/сут•ат до 1,2 м3/сут•ат. Статический уровень жидкости находится на глубине 950 м и за время эксплуатации не изменился за счет поддержания пластового давления. Для восстановления продуктивности скважины проводят очистку призабойной зоны пласта предложенным устройством.In the oil well N 113 with a depth of 1875 m with a perforation interval of 1862-1870 m for 15 years of operation, after repeated underground repairs with plugging the reservoir, the productivity coefficient decreased due to its clogging from 1.8 m 3 / day • at to 1.2 m 3 / day • at. The static fluid level is at a depth of 950 m and has not changed during the operation due to the maintenance of reservoir pressure. To restore well productivity, the bottom-hole zone of the formation is cleaned by the proposed device.
В скважину, заполненную жидкостью, спускают хвостовик 8 диаметром 60 мм с заглушкой 21, пакером 11, пробкой 12 и штоком 13, откачивающий узел с толкателем 19 и колонну насосно-компрессорных труб 1 диаметром 73 мм с противопесочным клапаном 23, расположенным над нагнетательным клапаном 5 откачивающего узла. Хвостовик 8 с заглушкой 21 ставят на забой, весом колонны насосно-компрессорных труб 1 срезают штифт 17 пакера 11 и распакеровывают его, затем срезают штифт 18 между пробкой 12 и штоком 13 и сбивают пробку 12. Затем с помощью талевой системы подъемного механизма производят откачку жидкости путем перемещения колонны насосно-компрессорных труб 1 в пределах меньших, чем расстояние от упора до касания толкателем 19 нагнетательного клапана 5. A liner 8 with a diameter of 60 mm with a plug 21, a packer 11, a plug 12 and a rod 13, a pumping unit with a pusher 19 and a tubing string 1 with a diameter of 73 mm with a sand control valve 23 located above the discharge valve 5 is lowered into the well filled with fluid pumping unit. The shank 8 with the plug 21 is put to the bottom, the pin 17 of the packer 11 is cut off and unpacked by the weight of the tubing string 1 and the pin 18 is cut off between the plug 12 and the stem 13 and the plug 12 is knocked out. Then, using the lifting system of the lifting mechanism, fluid is pumped out by moving the tubing string 1 within less than the distance from the stop to touch the pusher 19 of the discharge valve 5.
Входные отверстия хвостовика 8 находятся на глубине 1860 м, пакер 11 на 1858 м, пробка 12 на 1854 м, откачивающий узел на 1850-1838 м, противопесочный клапан 23 - 1836 м. Длина хода откачивающего узла 10 м, рабочий диаметр 90 мм. За один рабочий ход подача жидкости составляет 63,6 л. Штифт 17 выполнен из менее прочного материала Ст 10 с σв= 34 кгс/мм3, а штифт 18 - из более прочного материала Ст 45 с σв= 61 кгс/мм2.
Перед очисткой призабойной зоны пласт был заглушен задавочной жидкостью (водой) с избыточным давлением, достигающим 95 ат, что приводило к поглощению загрязненной жидкости пластом. После сбивания пробки 12, противодавление на пласт сразу резко снизилось от избыточного до депрессии в 92 ат. Постепенно по мере заполнения насосно-компрессорных труб 1 пластовой жидкостью депрессия уменьшилась и по достижении уровня на глубине 950 м стала равной нулю. Основной эффект очистки произошел в первый момент процесса, когда имел место импульсный характер притока жидкости из пласта в скважину, при котором произошел отрыв твердых частиц, приставших к стенкам фильтрационных каналов пласта.The inlet openings of the shank 8 are at a depth of 1860 m, the packer 11 at 1858 m, the plug 12 at 1854 m, the pumping unit at 1850-1838 m, the anti-sand valve 23 - 1836 m.The stroke length of the pumping unit is 10 m, the working diameter is 90 mm. In one working stroke, the fluid supply is 63.6 liters. The pin 17 is made of a weaker material St 10 σ in = 34 kgf / mm 3, and the pin 18 - of more durable material St 45 σ in = 61 kgf / mm 2.
Before cleaning the bottom-hole zone, the formation was plugged with a filling fluid (water) with an overpressure reaching 95 atm, which led to the absorption of contaminated fluid by the formation. After knocking down plug 12, the back pressure on the reservoir immediately sharply decreased from excess to depression of 92 at. Gradually, as the tubing 1 was filled with reservoir fluid, the depression decreased and, when it reached the level at a depth of 950 m, it became equal to zero. The main cleaning effect occurred at the first moment of the process, when there was a pulsed nature of the flow of fluid from the formation into the well, in which there was a separation of solid particles adhering to the walls of the filtration channels of the formation.
Затем была произведена откачка пластовой жидкости путем многократного перемещения колонны насосно-компрессорных труб 1 вверх-вниз. При каждом цикле начиная с первого из пласта в скважину притекало около 50 л жидкости (часть объема терялось на упругое сжатие жидкости), что также приводило к очистке призабойной зоны. Производительность откачивающего узла не изменилась с появлением пластового газа. В известном устройстве приток жидкости из пласта возникал только после 160 циклов, когда уровень жидкости в затрубном пространстве снижался ниже глубины 950 м. При этом скорость притока в первое время была незначительной из-за малой величины депрессии на пласт, а впоследствии с увеличением депрессии была снижена из-за вредного влияния на работу откачивающего узла пластового газа. Then, the formation fluid was pumped out by repeatedly moving the tubing string 1 up and down. At each cycle, starting from the first from the formation, about 50 liters of fluid flowed into the well (part of the volume was lost due to elastic compression of the fluid), which also led to the cleaning of the bottom-hole zone. The performance of the pumping unit has not changed with the advent of reservoir gas. In the known device, the flow of fluid from the reservoir occurred only after 160 cycles, when the fluid level in the annulus decreased below a depth of 950 m. Moreover, the inflow rate was initially insignificant due to the small amount of depression in the reservoir, and subsequently decreased with increasing depression due to the harmful effect on the operation of the pumping unit of the reservoir gas.
Результатом проведенной очистки явилось восстановление продуктивности скважины, что дало при допустимой депрессии на пласт в 30 ат увеличение дебита скважины на 3,8 м3/сут.The result of the cleaning was the restoration of the productivity of the well, which, given an acceptable depression on the formation of 30 at, increased the flow rate of the well by 3.8 m 3 / day.
Таким образом, предложенное устройство позволяет повысить эффективность очистки призабойной зоны пласта, увеличивая при этом дебит скважин на 4-6%. Thus, the proposed device can improve the efficiency of cleaning the bottom-hole formation zone, while increasing the flow rate of wells by 4-6%.
Источники информации
1. Патент РФ 2068079, кл. Е 21 В 37/00, 1996.Sources of information
1. RF patent 2068079, cl. E 21 B 37/00, 1996.
2. Патент РФ 2119042, кл. Е 21 В 37/00, 1996 - прототип. 2. RF patent 2119042, cl. E 21 B 37/00, 1996 - prototype.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000132681/03A RU2184837C1 (en) | 2000-12-27 | 2000-12-27 | Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000132681/03A RU2184837C1 (en) | 2000-12-27 | 2000-12-27 | Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2184837C1 true RU2184837C1 (en) | 2002-07-10 |
Family
ID=20244019
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000132681/03A RU2184837C1 (en) | 2000-12-27 | 2000-12-27 | Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2184837C1 (en) |
-
2000
- 2000-12-27 RU RU2000132681/03A patent/RU2184837C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| US4766957A (en) | Method and apparatus for removing excess water from subterranean wells | |
| US4621693A (en) | Apparatus and methods for pumping solids and undesirable liquids from a well bore | |
| US5651666A (en) | Deep-well fluid-extraction pump | |
| RU2184837C1 (en) | Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells | |
| RU2312985C1 (en) | Gas separator of insert oil-well pump | |
| RU2374429C1 (en) | Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device | |
| RU2720845C1 (en) | Downhole pump filter | |
| CN111425173A (en) | Sand washing and steam injection process for heavy oil well and matching device thereof | |
| CN2550493Y (en) | Hydraulic impact deblocking device for water injection well | |
| CN111502623A (en) | Tubular sand washing and steam injection device and process | |
| RU58168U1 (en) | DEVICE FOR CLEANING A WELL FROM A SAND STOCK | |
| RU2258837C2 (en) | Method of and device to provide operation of suction valve of deep-well sucker-rod pump | |
| RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
| RU2724697C1 (en) | Method of plunger depth pump valves serviceability restoration | |
| RU2725909C1 (en) | Suction pump of deep-well pump | |
| RU2177540C1 (en) | Device for pulse-drawdown stimulation of bottom-hole formation zone | |
| RU2796712C1 (en) | Rod pump for oil production from wells with wash-over of mechanical impurities | |
| RU59118U1 (en) | DEVICE FOR WASHING A WELL FROM A SAND PLUG | |
| RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells | |
| RU2212521C1 (en) | Method and device for cleaning bottom of well during its operation | |
| RU2258836C2 (en) | Method of and device to provide operation of suction valve of deep-well sucker-rod pump | |
| RU2593847C2 (en) | Well filter cleanout device | |
| RU2119042C1 (en) | Device for cleaning bottom-hole of well from sediment accumulations | |
| RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051228 |