RU2204695C2

RU2204695C2 - Method of closure of shutoff valve in withdrawal of electric centrifugal pump from flowing well and device for method embodiment

Info

Publication number: RU2204695C2
Application number: RU2001105712/03A
Authority: RU
Original assignee: Саркисов Николай Михайлович; Шишов Сергей Васильевич
Priority date: 2001-02-28
Filing date: 2001-02-28
Publication date: 2003-05-20

Abstract

FIELD: oil producing industry; applicable in repair of flowing wells equipped with electric centrifugal pumps. SUBSTANCE: method includes actuation of shutoff unit of shutoff valve with sealed wellhead and immovable tubing string by command from surface and building up pressure inside tubing string for moving upward of electric centrifugal pump. Lower part of electric centrifugal pump is connected with pusher. Power cylinder is used for moving electric centrifugal pump upward from position providing communication of producing formation with well cavity to position in which producing formation is disconnected from well cavity. Then wellhead is depressurized and tubing string is lifted together with electric centrifugal pump. Device for method embodiment includes pusher connected with lower part of electric centrifugal pump, movable rod with flow section ensuring passage of pumped fluid, and movable rod lock. Device has relief valve and additional pistons located on movable rod, lock of upper position of movable rod and dropping shutoff member, all forming power cylinder. Movable rod is connected with electric centrifugal pump. Movable rod is upper locked position is engageable with shutoff unit of relief valve to open its holes communicating tubing cavity with well cavity. EFFECT: extended field of application of technology of replacement of electric centrifugal pump without flowing well killing. 2 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при ремонте фонтанных скважин, оборудованных электроцентробежными насосами. The invention relates to the oil industry and can be used in the repair of fountain wells equipped with electric centrifugal pumps.

Глушение скважин при капитальном ремонте приводит к снижению их дебита. Проблема замены электроцентробежного (ЭЦН) насоса без глушения фонтанной скважины решается установкой над продуктивным пластом пакера-гильзы с клапаном-отсекателем (а. с. 832378, а.с. 697684, а.с. 1010255), запорный узел которого управляется гидростатическим давлением жидкости, расположенной над пакером. Но так как функциональные узлы клапана-отсекателя при длительной работе в агрессивной среде изменяют свои расчетные характеристики, то надежность таких узлов низка. Поэтому во многих случаях перед разгерметизацией устья скважины приходится ее глушить раствором, который оказывает отрицательное влияние на фильтрационную характеристику призабойной зоны скважины, в результате чего снижается ее дебит. Well killing during overhaul leads to a decrease in their flow rate. The problem of replacing an electric centrifugal (ESP) pump without killing a fountain well is solved by installing a packer sleeve with a shut-off valve (a.s. 832378, a.s. 697684, a.s. 1010255) above the reservoir, whose shut-off unit is controlled by hydrostatic fluid pressure located above the packer. But since the functional units of the shutoff valve during prolonged operation in an aggressive environment change their design characteristics, the reliability of such nodes is low. Therefore, in many cases, before depressurization of the wellhead, it is necessary to suppress it with a solution that has a negative effect on the filtration characteristic of the bottomhole zone of the well, resulting in a decrease in its flow rate.

Существует более надежный способ закрытия запорного узла клапана-отсекателя, заключающийся в том, что нормально закрытый пружиной клапан-отсекатель открывают толкателем, установленным на нижнем конце ниппеля, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (патент РФ 2094593). Это дает возможность не глушить скважину раствором перед разгерметизацией устья. Такой способ приемлем для нагнетательных скважин и может использоваться в скважинах, оборудованных скважинными насосами. А применить его для закрытия запорного узла клапана-отсекателя в фонтанных скважинах, где используется ЭЦН, невозможно в связи с особенностью конструкции этого насосного агрегата, в котором электродвигатель расположен ниже центробежного насоса, а забор жидкости осуществляется из полости скважины. Наличие ниппеля в данном случае не решает проблему разгерметизации устья скважины перед подъемом ЭЦН, т.к. при неподвижной колонне НКТ полость скважины связана с продуктивным пластом через открытый клапан-отсекатель, а подъем НКТ и ЭЦН можно осуществить только при разгерметизированном устье скважины. There is a more reliable way to close the shut-off unit of the shutoff valve, namely, that the shutoff valve normally closed by a spring is opened with a pusher mounted on the lower end of the nipple that is lowered on the tubing string (tubing) (RF patent 2094593). This makes it possible not to plug the well with a solution before depressurization of the mouth. This method is acceptable for injection wells and can be used in wells equipped with borehole pumps. And it is impossible to use it to close the shut-off unit of the shut-off valve in fountain wells where ESP is used, due to the design feature of this pump unit, in which the electric motor is located below the centrifugal pump, and the fluid is taken from the well cavity. The presence of a nipple in this case does not solve the problem of depressurization of the wellhead before raising the ESP, as with a fixed tubing string, the well cavity is connected to the reservoir through an open shutoff valve, and tubing and ESP can be lifted only when the wellhead is depressurized.

Известен отсекатель для колонны НКТ (RU 2049225, Е 21 В, 34/06,1995), работа которого раскрывает способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении вставного штангового насоса из фонтанной скважины, включающий приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя путем перемещения колонны насосных штанг, разгерметизацию НКТ и подъем насосных штанг вместе со вставным насосом, нижняя часть которого соединена с толкателем. Этот способ является наиболее близким к предложенному. Known cutter for the tubing string (RU 2049225, E 21 V, 34 / 06.1995), the operation of which discloses a method of closing the shutoff valve when removing the plug-in sucker rod pump from the fountain well, comprising actuating the shut-off valve-shutter assembly by moving the pump string rods, tubing depressurization and lifting of sucker rods together with an insert pump, the lower part of which is connected to the pusher. This method is the closest to the proposed.

Однако применить его для закрытия клапана-отсекателя при использовании ЭЦН не представляется возможным, так как в отличие от штанговых насосов, где внутренняя полость НКТ загерметизирована устьевым сальником с возможностью перемещения штанг, устьевая фонтанная арматура для эксплуатации ЭЦН не предусматривает устьевого сальникового устройства, поэтому перемещение НКТ без разгерметизации устья скважины невозможно. However, it is not possible to use it to close the shut-off valve when using an ESP, since, unlike sucker rod pumps, where the internal tubing cavity is sealed with a wellhead seal with the ability to move the rods, the wellhead fountain fittings for operating the ESP do not provide for a wellhead stuffing box, therefore, tubing movement without depressurization of the wellhead is impossible.

Эту проблему решает предложенный способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении ЭЦН из фонтанной скважины, включающий приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя, разгерметизацию устья скважины и подъем НКТ вместе с ЭЦН, нижняя часть которого соединена с толкателем, отличающийся тем, что приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляют при загерметизированном устье скважины и неподвижной колонне НКТ по команде с поверхности путем создания давления внутри НКТ для перемещения вверх ЭЦН, соединенного с толкателем с помощью силового цилиндра из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины, затем разгерметизируют устье скважины и поднимают колонну НКТ вместе с электроцентробежным насосом. This problem is solved by the proposed method for closing the shut-off valve when removing the ESP from the fountain well, including actuating the shut-off unit of the shut-off valve, depressurizing the wellhead and raising the tubing together with the ESP, the lower part of which is connected to the pusher, characterized in that the actuation the shutoff valve shut-off unit is carried out with a sealed wellhead and a fixed tubing string on command from the surface by creating pressure inside the tubing to move up the ESP connected with a pusher using a power cylinder from the position that ensures the communication of the reservoir with the well cavity to the position where the reservoir is disconnected from the well cavity, then the wellhead is depressurized and the tubing string is lifted together with the electric centrifugal pump.

Известны устройства, с помощью которых можно создавать усилия, направленные вверх относительно колонны НКТ, например скважинный гидродомкрат (патент РФ 2102578, Е 21 В), состоящий из силовых цилиндров и расположенных в них поршней, перемещающихся вверх под действием давления, создаваемого внутри колонны НКТ. Однако применить этот гидродомкрат для подъема ЭЦН с толкателем с целью открытия клапана-отсекателя при эксплуатации ЭЦН не представляется возможным, т.к. через него нельзя прокачивать на поверхность жидкость, следовательно, невозможна работа ЭЦН. Known devices with which you can create forces directed upward relative to the tubing string, for example a downhole hydraulic jack (RF patent 2102578, Е 21 В), consisting of power cylinders and pistons located in them, moving upward under the pressure created inside the tubing string. However, it is not possible to use this hydraulic jack to raise the ESP with a pusher in order to open the shut-off valve during operation of the ESP, as through it it is impossible to pump liquid to the surface, therefore, the operation of the ESP is impossible.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является отсекатель для колонны НКТ (RU 2049225), который используется в нефтяной промышленности и служит для перекрытия НКТ при ремонте скважин без их глушения. Это устройство, спускаемое на колонне НКТ, включает толкатель, соединенный с нижней частью вставного штангового насоса, подвижный шток с проходным сечением, обеспечивающим прохождение откачиваемой жидкости, и фиксатор подвижного штока. Однако его нельзя применить для закрытия клапана-отсекателя при подъеме ЭЦН, потому что в нем толкатель, осуществляющий перемещение подвижного штока из положения, когда клапан-отсекатель закрыт, в положение, когда он открыт, поднимается с поверхности путем поднятия колонны насосных штанг при загерметизированном устье скважины, а это при подъеме ЭЦН осуществить невозможно. Closest to the proposed device is a cutter for the tubing string (RU 2049225), which is used in the oil industry and serves to shut off tubing in the repair of wells without killing them. This device, launched on the tubing string, includes a pusher connected to the lower part of the plug-in sucker-rod pump, a movable rod with a bore that allows the pumped liquid to pass through, and a movable rod clamp. However, it cannot be used to close the shut-off valve when lifting the ESP, because it has a pusher that moves the movable rod from the position when the shut-off valve is closed, to the position when it is open, it rises from the surface by lifting the pump rod string with a sealed mouth wells, and this is not possible when raising the ESP.

Для решения этой проблемы предлагается устройство для закрытия клапана-отсекателя при извлечении ЭЦН из фонтанной скважины, спускаемое на колонне НКТ и включающее толкатель, соединенный с нижней частью ЭЦН, подвижный шток с проходным сечением, обеспечивающим прохождение окачиваемой жидкости, и фиксатор подвижного штока, отличающееся тем, что оно снабжено перепускным клапаном и дополнительно содержит поршни, расположенные на подвижном штоке, фиксатор верхнего положения подвижного штока и бросовый запорный элемент, образующие силовой цилиндр, причем подвижный шток соединен с ЭЦН, а в верхнем зафиксированном положении подвижный шток взаимодействует с запорным узлом перепускного клапана, открывая его отверстия, сообщающие внутреннюю полость НКТ с полостью скважины. To solve this problem, a device is proposed for closing the shut-off valve when removing the ESP from the fountain well, lowered on the tubing string and including a pusher connected to the lower part of the ESP, a movable rod with a passage section for the passage of the pumped liquid, and a movable rod clamp, characterized in that it is equipped with an overflow valve and further comprises pistons located on the movable rod, a latch for the upper position of the movable rod, and a thrust locking element forming a force ilindr, wherein the movable rod is connected to the ESP and in the upper locked position the movable rod interacts with the locking assembly of the bypass valve by opening its port communicating the interior cavity with a cavity well tubing.

На фиг. 1 и 2 показана схема осуществления способа закрытия клапана-отсекателя, а на фиг. 3 и 4 изображено устройство, с помощью которого выполняется данная операция. На фиг. 1 изображена компоновка внутри скважинного оборудования работающей фонтанной скважины, которое включает колонну НКТ 1, перепускной клапан 2, силовой цилиндр 3, центробежный насос 4, электродвигатель этого насоса 5, толкатель 6, пакер-гильзу 7, запорный узел клапана-отсекателя 8. In FIG. 1 and 2 show a diagram of an embodiment of a method for closing a shut-off valve, and FIG. 3 and 4 show the device with which this operation is performed. In FIG. 1 shows the layout inside the borehole equipment of a working fountain well, which includes a tubing string 1, a bypass valve 2, a power cylinder 3, a centrifugal pump 4, an electric motor of this pump 5, a pusher 6, a packer sleeve 7, a shut-off valve-shutter assembly 8.

На фиг. 2 показано расположение внутрискважинного оборудования остановленой скважины с поднятым ЭЦН и закрытым клапаном-отсекателем. In FIG. 2 shows the location of the downhole equipment of a stopped well with a raised ESP and a closed shut-off valve.

На фиг. 3 изображено устройство для осуществления способа в транспортном положении. На фиг. 4 это же устройство в рабочем положении. In FIG. 3 shows a device for implementing the method in a transport position. In FIG. 4 the same device in working position.

Устройство для подъема ЭЦН состоит из перепускного клапана 2 (фиг. 3), включающего запорный узел 9, силового цилиндра 10, внутри которого расположен подвижный шток 11 с расположенными на нем поршнями 12, узел фиксации верхнего положения штока 13, обоймы 14, фиксатора нижнего положения подвижного штока 15, срезной шпонки 16 и бросового запорного элемента 17. The device for lifting the ESP consists of a bypass valve 2 (Fig. 3), including a locking unit 9, a power cylinder 10, inside of which a movable rod 11 with pistons 12 located on it, a unit for fixing the upper position of the rod 13, the holder 14, the lower position lock a movable rod 15, a shear key 16 and a thrust locking element 17.

Способ осуществляют следующим образом: останавливают скважину и через центральную задвижку фонтанной арматуры с помощью лубрикатора бросают в НКТ запорный элемент, например шар, и создают в них давление, под действием которого с помощью силового цилиндра при загерметизированном устье скважины и неподвижной колонне НКТ поднимают вверх центробежный насос 4 и его электродвигатель 5, нижняя часть которого соединена с толкателем 6. В результате этого приводится в действие запорный узел клапана-отсекателя из положения, когда он открыт и имеет место сообщение скважины с пластом, в положение, когда этот клапан закрыт и сообщение скважины с пластом отсутствует, затем разгерметизируют устье скважины и поднимают на поверхность колонну НКТ вместе с силовым цилиндром и ЭЦН. The method is as follows: stop the well and through the central valve of the fountain valve with the help of a lubricator throw a locking element, for example a ball, into the tubing and create a pressure in them, under the action of which a centrifugal pump is lifted up by means of a power cylinder with a sealed wellhead and a fixed tubing string 4 and its electric motor 5, the lower part of which is connected to the pusher 6. As a result of this, the locking unit of the shutoff valve is actuated from the position when it is open and has place the communication of the well with the formation, to the position when this valve is closed and there is no communication of the well with the formation, then the wellhead is depressurized and the tubing string is lifted to the surface along with the power cylinder and ESP.

Устройство работает следующим образом. При спуске ЭЦН в скважину в компоновку НКТ над ЭЦН включают силовой цилиндр, подвижный шток которого 11 зафиксирован относительно корпуса обоймой 14 и шаром 15. Подвижный шток жестко связан с ЭЦН, а корпус силового цилиндра 10 с колонной НКТ, следовательно, при спуске ЭЦН и открытии клапана-отсекателя исключается возможность его перемещения. При работе ЭЦН приходное сечение подвижного штока обеспечивает прохождение откачиваемой жидкости. The device operates as follows. When lowering the ESP into the well, the tubing above the ESP includes a power cylinder, the movable rod of which 11 is fixed relative to the housing by the yoke 14 and ball 15. The movable rod is rigidly connected to the ESP, and the housing of the power cylinder 10 with the tubing string, therefore, when lowering the ESP and opening shut-off valve eliminates the possibility of its movement. During the operation of the ESP, the incoming cross section of the movable rod ensures the passage of the pumped liquid.

При создании давления в НКТ возникает усилие на обойме 14, действующее вниз, а на поршнях 12 - действующее вверх. В результате этого срезается шпонка 16 и обойма 14 перемещается вниз, освобождая шар 15, в результате чего подвижный шток 11 перемещается вверх и поднимает ЭЦН. When creating pressure in the tubing, a force arises on the cage 14, acting downward, and on the pistons 12, acting upward. As a result of this, the key 16 is cut off and the cage 14 moves down, releasing the ball 15, as a result of which the movable rod 11 moves up and raises the ESP.

В крайнем верхнем положении шток 11 фиксируется фиксатором 13 и одновременно перемещает вверх запорный узел 9 перепускного клапана 2, в результате чего открываются его оверстия, соединяющие внутреннюю полость НКТ со скважиной. При этом в них падает давление, свидетельствующее о том, что ЭЦН поднят на нужную высоту и клапан-отсекатель находится в закрытом состоянии. In the extreme upper position, the rod 11 is fixed by the latch 13 and simultaneously moves up the locking unit 9 of the bypass valve 2, as a result of which its openings connecting the internal cavity of the tubing with the well open. At the same time, pressure drops in them, indicating that the ESP is raised to the desired height and the shut-off valve is in the closed state.

В отличие от других способов закрытия запорного узла клапана-отсекателя, например от гидростатического, предложенный способ дает возможность использовать более надежные управляемые клапаны-отсекатели, следовательно, расширяется область использования технологии смены ЭЦН без глушения фонтанных скважин. Unlike other methods of closing the shut-off unit of the shut-off valve, for example, hydrostatic, the proposed method makes it possible to use more reliable controlled shut-off valves, therefore, the field of use of the ESP change technology without killing fountain wells is expanding.

Claims

1. The method of closing the shut-off valve when removing the electric centrifugal pump from the fountain well, including actuating the shut-off valve-shut-off assembly, depressurizing the wellhead and lifting the tubing string together with the electric centrifugal pump, the lower part of which is connected to the plunger, characterized in that the actuation of the locking node of the shutoff valve is carried out with a sealed wellhead and a fixed string of tubing by command from the surface After creating pressure inside the tubing string to move up the electric centrifugal pump, the lower part of which is connected to the pusher, with the help of a power cylinder from the position that provides the productive formation with the cavity of the well to the position where the productive layer is disconnected from the well cavity, then seal wellhead and raise the tubing string together with an electric centrifugal pump, the lower part of which is connected to the pusher.

2. A device for closing the shut-off valve when removing the electric centrifugal pump from the fountain well, lowered on the tubing string and including a pusher connected to the lower part of the electric centrifugal pump, a movable rod with a passage section for the passage of the pumped liquid, and a movable rod clamp, different the fact that it is equipped with a bypass valve and additionally contains pistons located on the movable rod, the clamp of the upper position of the movable rod and aporny element constituting the actuator, wherein the movable rod is connected to the electric centrifugal pump, and in the upper locked position the movable rod interacts with the locking assembly of the bypass valve by opening its port communicating inner cavity of tubing to the cavity wells.