RU2232261C1 - Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment - Google Patents
Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2232261C1 RU2232261C1 RU2003103792/03A RU2003103792A RU2232261C1 RU 2232261 C1 RU2232261 C1 RU 2232261C1 RU 2003103792/03 A RU2003103792/03 A RU 2003103792/03A RU 2003103792 A RU2003103792 A RU 2003103792A RU 2232261 C1 RU2232261 C1 RU 2232261C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- plungers
- length
- pump
- diameter
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин для увеличения их продуктивности, а также для повышения нефтеотдачи пластов.The invention relates to the oil industry and can be used in the development and during operation of wells to increase their productivity, as well as to increase oil recovery.
Известно устройство для обработки призабойной зоны скважины, включающее корпус с кабельной головкой, имплозионную камеру с датчиком гидравлического давления, управляемый впускной клапан с термопластичным спусковым стопором и спиральным электронагревателем, генератор возбуждения, блок акустических излучателей, блок управления амплитудой возбуждения акустических излучателей синхронно с депресионно-репрессионным колебательным процессом в скважине, при этом блок акустических излучателей выполнен с системой радиальных каналов между ними, сообщающихся со скважиной, внутренней полостью корпуса и входным отверстием имплозионной камеры, в котором установлен кольцевой спусковой стопор для впускного клапана, выполненный из термопластичного материала со встроенным в него спиральным электронагревателем (патент РФ №2180938, кл. Е 21 В 43/25, 28/00,1999 г.).A device is known for processing the bottom-hole zone of a well, including a housing with a cable head, an implosion chamber with a hydraulic pressure sensor, a controlled inlet valve with a thermoplastic trigger stop and a spiral electric heater, an excitation generator, a block of acoustic emitters, a control unit for the amplitude of excitation of acoustic emitters in synchronism with depression and repression oscillatory process in the well, while the block of acoustic emitters is made with a system of radial channels between them, communicating with the well, the internal cavity of the body and the inlet of the implosion chamber, in which an annular trigger stop for the inlet valve is installed, made of thermoplastic material with a spiral electric heater built into it (RF patent No. 2180938, class E 21 V 43/25, 28 / 00.1999 g.).
Наиболее значительным недостатком известного устройства является возможность его однократного применения, так как для повторной обработки призабойной зоны необходим подъем устройства на поверхность для перезарядки имплозионной камеры.The most significant disadvantage of the known device is the possibility of its single use, since for the reprocessing of the bottom-hole zone, it is necessary to lift the device to the surface to recharge the implosion chamber.
Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность, необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).This device does not allow to assess the state of the bottom hole after processing, as a result of which, after lifting the device to the surface, it is necessary to conduct a special operation, confirming the sufficiency of the degree of restoration of the permeability of the bottom-hole formation zone (PZP).
Кроме того, в патенте не указано, каким образом акустические излучатели могут быть сориентированы напротив перфорационных отверстий в обсадной колонне. Поэтому можно ожидать, что ни при каких условиях точно это не может быть выдержано, следует ожидать, что примерно половина энергии акустических колебаний будет рассеиваться на обсадной трубе, не проникая в прилегающий нефтяной пласт.In addition, the patent does not indicate how acoustic emitters can be oriented opposite the perforations in the casing. Therefore, it can be expected that under no circumstances this can definitely be sustained; it can be expected that approximately half of the energy of acoustic vibrations will be dissipated on the casing without penetrating into the adjacent oil reservoir.
Известно техническое решение для динамического воздействия на нефтяной пласт, включающее сваб, совершающий возвратно-поступательные перемещения с помощью каната в насосно-компрессорной трубе (НКТ), с вычерпыванием из скважины скважинной жидкости и дополнительное динамическое воздействие на фильтр и пласт этой же жидкостью, осуществляемое путем подъема сваба на заданную высоту над уровнем жидкости в скважине и последующем сбросе его вместе со столбом жидкости, находящейся над свабом, на жидкость, находящуюся в скважине ниже сваба (патент РФ №2172392, кл. Е 21 В 43/00, 2000 г.).A technical solution is known for a dynamic impact on an oil reservoir, including a swab reciprocating with a rope in a tubing, scooping out well fluid from the well and additional dynamic impact on the filter and the reservoir with the same fluid, carried out by raising the swab to a predetermined height above the fluid level in the well and then dumping it together with the column of fluid located above the swab to the fluid located in the well below the swab nt of the Russian Federation No. 2172392, class E 21 43/00, 2000).
Недостатком известного технического решения является его малая эффективность, поскольку при повышении давления (репрессии) в результате прямого гидроудара, имеющего максимальную амплитуду, подвижные частицы кольматанта будут переноситься вглубь пласта, в результате чего они оказываются вне зоны пониженного давления (депрессии), возникающей при обратном гидроударе, амплитуда которого ниже, чем прямого. По этой причине, этот способ целесообразно применять для очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, в которых подвижные частицы кольматанта удаляются из призабойной зоны вглубь ее, не загрязняя вторично призабойную зону скважины при работе скважины в режиме нагнетания. В случае добывающих скважин, оттесненные из призабойной зоны подвижные частицы кольматанта при работе скважины в режиме откачки флюида начнут перемещаться в призабойную зону скважины, приводя к снижению проницаемости прискважинной зоны нефтяного пласта. Кроме того, при подъеме сваба зона разрежения под ним будет заполняться газом, выделяющимся из всего объема нефти, находящейся в скважине, что приведет к созданию газовой подушки, частично демпфирующей гидроудар, создаваемый при падении сваба, что также снижает эффективность известного технического решения.A disadvantage of the known technical solution is its low efficiency, since with increasing pressure (repression) as a result of direct water hammer, which has a maximum amplitude, the moving particles of the mud will be transported deep into the reservoir, as a result of which they are outside the zone of reduced pressure (depression) that occurs during reverse water hammer whose amplitude is lower than direct. For this reason, this method is expediently used for cleaning the bottom-hole zone of injection wells, in which the moving particles of the mud are removed from the bottom-hole zone into it without polluting the bottom-hole zone of the well again when the well is operating in the injection mode. In the case of producing wells, the moving particles of the mud pushed out of the bottom-hole zone when the well is in fluid pumping mode will begin to move to the bottom-hole zone of the well, leading to a decrease in the permeability of the near-wellbore zone of the oil reservoir. In addition, when the swab is raised, the rarefaction zone below it will be filled with gas released from the entire volume of oil in the well, which will lead to the creation of a gas cushion partially damping the water shock generated by the fall of the swab, which also reduces the effectiveness of the known technical solution.
Известно устройство для возбуждения колебаний гидродинамического давления в добывающей скважине, включающее штанговый глубинный насос с гидроусилителем, представляющим собой цилиндрическую камеру с выпускным клапаном и поршнем, жестко связанным с плунжером насоса, а в стенке камеры гидроусилителя выполнены отверстия, периодически перекрывающиеся поршнем при его возвратно-поступательном движении (патент РФ №2175057, кл. Е 21 В 43/25, 1999 г.).A device for exciting hydrodynamic pressure fluctuations in a producing well is known, including a sucker rod pump with a hydraulic booster, which is a cylindrical chamber with an exhaust valve and a piston rigidly connected to the pump plunger, and holes are made in the wall of the hydraulic booster chamber periodically overlapping by the piston during its reciprocating movement (RF patent No. 2175057, class E 21 43/25, 1999).
Недостатком известного устройства является ограниченность ресурса его работы. Это связано с тем, что скважинная жидкость, содержащая вынесенные из пласта частицы кольматанта, поступает в камеру гидроусилителя, откуда вытесняется поршнем гидроусилителя через выпускной клапан гидроусилителя, расположенный в нижней части устройства. Поскольку всасывающие клапаны насоса находятся значительно выше, то частицы кольматанта будут осаждаться на забой скважины, что с течением времени приведет к подъему слоя отложений частиц кольматанта до уровня выпускного клапана гидроусилителя, а затем и выше до уровня отверстий в стенке камеры гидроусилителя. В результате этого эффективность работы устройства уменьшится. Для очистки забоя скважины и камеры гидроусилителя от осевших частиц кольматанта потребуется подъем насоса с последующей промывкой забоя скважины и камеры гидроусилителя.A disadvantage of the known device is the limited resource of its work. This is due to the fact that the borehole fluid containing the colmatant particles removed from the formation enters the hydraulic booster chamber, from where it is displaced by the hydraulic booster piston through the hydraulic booster exhaust valve located at the bottom of the device. Since the suction valves of the pump are much higher, the particles of the mud will settle on the bottom of the well, which over time will lead to the rise of the layer of deposits of particles of the mud to the level of the exhaust valve of the hydraulic booster, and then higher to the level of the holes in the wall of the hydraulic booster chamber. As a result, the efficiency of the device will decrease. To clean the bottom of the well and the power booster chamber from settled settling particles, it will be necessary to lift the pump, followed by washing the bottom of the well and the power booster chamber.
Кроме того, в известном устройстве нет возможности регулировать величину депресионно-репрессионного воздействия на ПЗП, поскольку отверстия в камере гидроусилителя, с помощью которых создается это воздействие, постоянно раскрыты.In addition, in the known device there is no way to adjust the magnitude of the depressive-repressive effect on the bottom-hole zone, since the holes in the power booster chamber with which this effect is created are constantly open.
Известно устройство для воздействия на призабойную зону пласта, включающее спускаемый на трубах полый корпус и гидравлически связанные с ним проточные цилиндрические камеры, установленные в корпусе перпендикулярно осевому направлению полого корпуса с осевым пересечением с его центральной осью, и каждая проточная камера снабжена последовательно размещенным центральным завихрителем потока жидкости, напорным соплом и выходной тороидальной вихревой камерой с выходным соплом, при этом торцовые поверхности проточных камер установлены с равным зазором относительно внутренней поверхности колонны скважин. При этом устройство выполнено с возможностью самопроизвольного вращения корпуса вместе с цилиндрическими проточными камерами вокруг своей оси в процессе работы (патент РФ №2175058, кл. Е 21 В 43/25, 28/00, 1999 г.).A device is known for influencing the bottom-hole zone of a formation, including a hollow body lowered by pipes and flow-through cylindrical chambers hydraulically connected to it, installed in the housing perpendicular to the axial direction of the hollow body with an axial intersection with its central axis, and each flow chamber is equipped with a centrally placed flow swirl fluid, a pressure nozzle and an output toroidal vortex chamber with an output nozzle, while the end surfaces of the flow chambers are installed with equal clearance relative to the inner surface of the well string. The device is made with the possibility of spontaneous rotation of the housing along with cylindrical flow chambers around its axis during operation (RF patent No. 2175058, class E 21 B 43/25, 28/00, 1999).
Недостатком известного устройства является его сравнительно низкая эффективность, связана с тем, что в процессе обработки скважины при перемещении устройства вдоль интервала перфорации невозможно выполнить условия, обеспечивающие наиболее эффективное его использование. Так, например, при вращении корпуса вместе с размещенными на нем вихревыми камерами и при перемещении устройства вдоль интервала перфорации центральные пульсирующие области вихрей периодически накрывают входные отверстия перфорационных каналов скважины, доля времени, когда излучатель и входное отверстие находятся напротив друг друга, пропорционально произведению долей площади перфорационных отверстий на обсадной трубе и площади излучателей на боковой поверхности корпуса устройства. Оценивая эти доли величинами 0,2 и 0,5, соответственно, получим, что лишь 0,1 всего времени расположение соответствовало оптимальному, когда отверстия находятся напротив друг друга. В случае, если за счет принудительного вращения корпуса устройства предполагается, что удается сориентировать излучатели с входными отверстиями перфорационных каналов скважины, значительная часть энергии излучения также будет расходоваться нерационально, так как, учитывая реальные размеры перфорационных отверстий в 0,03-0,01 м, расположенных с шагом 0,5-0,3 м, представляется практически нереальным установить в этой же плоскости и излучатели. Если оценить линейную точность установки корпуса излучателя в 0,1 м, то вероятность их точного совпадения также не составляет 10-20%.A disadvantage of the known device is its relatively low efficiency, due to the fact that in the process of processing the well when moving the device along the perforation interval, it is impossible to fulfill the conditions that ensure its most efficient use. So, for example, when the case rotates together with the vortex chambers placed on it and when the device moves along the perforation interval, the central pulsating regions of the vortices periodically cover the inlet openings of the perforation channels of the well, the fraction of time that the emitter and inlet are opposite each other is proportional to the product of the area fractions perforation holes on the casing and the area of the emitters on the side surface of the device. Estimating these fractions with the values of 0.2 and 0.5, respectively, we find that only 0.1 of the entire time arrangement corresponded to the optimum when the holes are opposite each other. If, due to forced rotation of the device body, it is assumed that it is possible to orient the emitters with the inlet holes of the perforation channels of the well, a significant part of the radiation energy will also be spent irrationally, since, given the actual size of the perforation holes of 0.03-0.01 m, located in increments of 0.5-0.3 m, it seems almost unrealistic to install emitters in the same plane. If we evaluate the linear accuracy of the installation of the emitter body at 0.1 m, then the probability of their exact coincidence is also not 10-20%.
Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, а при ее недостаточности - повторение обработки, что удлиняет весь процесс обработки ПЗП.This device does not allow assessing the state of the bottom hole after treatment, as a result of which, after lifting the device to the surface, it is necessary to conduct a special operation that confirms the degree of restoration of the permeability of the bottom zone of the formation, and if it is insufficient, repeat the treatment, which lengthens the entire process of processing the PPP.
Известно техническое решение для создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт с помощью, размещенных в колоннах насосно-компрессорных труб, внутри эксплуатационной колонны, по крайней мере, двух свабов, перемещающихся синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, за счет чего на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух НКТ в оппозитных направлениях (патент РФ №2181830, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 2000 г.).A technical solution is known for creating a smooth, controlled depression on the reservoir using, placed in the columns of tubing, inside the production string, at least two swabs moving synchronously or asynchronously, in one or in opposite directions, due to which downhole wells produce paired depression pulses with an adjustable interval of their creation: from zero, with the simultaneous rise of swabs in two tubing columns, up to half the period of the swab cycle, when moving swabs in two tubing opposing directions (RF patent №2181830, Cl. E 21 B 43/00, 43/18, 2000).
Недостатком известного технического решения является техническая сложность его реализации, связанная с необходимостью размещения внутри эксплуатационной колонны двух НКТ и сложностью поддержания заданного режима движения свабов в течение продолжительного времени.A disadvantage of the known technical solution is the technical complexity of its implementation, associated with the need to place two tubing inside the production string and the difficulty of maintaining a given mode of movement of the swabs for a long time.
Существенным недостатком данного устройства является также ограниченность уровня очистки ПЗП, поскольку при плавной депрессии из нефтяного пласта в основном будут удаляться подвижные частицы кольматанта, не скрепленные со стенками скелета пласта, а частицы, скрепленные с поверхностью, в этих условиях удаляться не будут. Скрепленные частицы кольматанта, перекрывая живое сечение капилляров, будут, в свою очередь, задерживать подвижные частицы кольматанта, причем этот эффект с течением времени будет усиливаться, а следовательно, эффективность его работы будет снижаться. По этим причинам данное техническое решение имеет ограниченную область применения, а именно нефтяного пласта с трещиноватым коллектором.A significant drawback of this device is also the limited level of PZP cleaning, since during smooth depression from the oil reservoir the main particles of colmatant that are not bonded to the walls of the skeleton of the reservoir will be removed, and particles bonded to the surface will not be removed under these conditions. The bonded colmatant particles, blocking the living section of the capillaries, will, in turn, retain the colmatant particles, and this effect will increase over time, and therefore, its efficiency will decrease. For these reasons, this technical solution has a limited scope, namely, an oil reservoir with a fractured reservoir.
Кроме того, поскольку свабы поднимаются принудительно, то есть скорость нарастания депрессии регулируется и, в принципе, возможно достижение условий, близких к обратному гидроудару, при обратном ходе, то есть опускание свабов происходит под действием силы тяжести, следовательно, достигаемый уровень репрессии незначителен.In addition, since swabs are forced to rise, that is, the rate of increase of depression is regulated and, in principle, it is possible to achieve conditions close to reverse hydroblow, with a reverse stroke, that is, the swabs are lowered by gravity, therefore, the achieved level of repression is insignificant.
Наиболее близким по технической сущности (прототипом), является устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее заглушенный в нижней торцовой части цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с клапаном, при этом входное отверстие снабжено фильтром, корпус насоса в нижней части снабжен шламонакопителем, а длина части насоса под входным отверстием выполнена большей, чем длина плунжера (патент РФ №2145380, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 1999 г.). Недостатком известного устройства является низкая эффективность, связанная с тем, что, вызывая отток загрязняющих частиц кольматанта из призабойной зоны скважины в межтрубное пространство, оно фактически не выводит наиболее крупные частицы из межтрубного пространства, так как фильтр препятствует их попаданию внутрь насоса, а следовательно, и их последующей подачи на устье скважины.The closest in technical essence (prototype) is a device for oil production and treatment of the bottom-hole zone of the well, which includes a cylindrical pump casing with an inlet in the upper part that is plugged in the lower end part and installed in the housing with the possibility of reciprocating movement of the plunger with a valve, this inlet is equipped with a filter, the pump housing in the lower part is equipped with a sludge collector, and the length of the part of the pump under the inlet is larger than the length of the plunger (RF patent No. 2145380, C. E 21 B 43/00, 43/18, 1999). A disadvantage of the known device is the low efficiency associated with the fact that, causing the outflow of pollutant particles from the mud from the bottomhole zone of the well into the annulus, it does not actually remove the largest particles from the annulus, since the filter prevents them from entering the pump, and therefore, their subsequent supply to the wellhead.
Отсутствует также возможность регулирования глубиной депрессии-репрессии, поскольку их амплитуда определяется объемом части камеры насоса, находящейся ниже входного отверстия, которая остается постоянной в процессе работы.There is also no possibility to control the depth of depression-repression, since their amplitude is determined by the volume of the part of the pump chamber located below the inlet, which remains constant during operation.
Вызываемая насосом имплозия будет развиваться преимущественно со стороны входного отверстия в насос, то есть имеет односторонний неосесимметричный характер, что также снижает эффективность обработки ПЗП в целом.The implosion caused by the pump will develop primarily from the side of the inlet to the pump, that is, it has a one-sided non-axisymmetric character, which also reduces the efficiency of processing the PPP as a whole.
Кроме того, требование малости времени раскрытия входного отверстия, равного отношению диаметра входного отверстия (0,03-0,01 м) к скорости движения плунжера 0,3-1 м/с, что благоприятно для развития глубокой депрессии в ПЗП, должно сочетаться с необходимостью полного заполнения имплозионной камеры, образуемой под плунжером при его движении вверх, в тот же промежуток времени, поскольку в противном случае эффект депрессии на ПЗП будет снижаться.In addition, the requirement for a small opening time of the inlet equal to the ratio of the diameter of the inlet (0.03-0.01 m) to the speed of the plunger 0.3-1 m / s, which is favorable for the development of deep depression in the PPP, should be combined with the need to completely fill the implosion chamber formed under the plunger when it moves upward in the same period of time, because otherwise the effect of depression on the PPP will decrease.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет получения возможности регулирования амплитуды и частоты гидравлического воздействия на ПЗП. Поставленная цель достигается тем, что устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины включает заглушенный в нижней торцевой части цилиндрический корпус насоса, по крайней мере, с двумя входными отверстиями в верхней части, расположенньми на одном уровне и с равным шагом между собой, шламонакопитель в нижней части, и установленные в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения и образования под собой вакуумированного объема, по крайней мере, два плунжера, скрепленные между собой жестким элементом, с отверстием в верхней части и клапаном в донной части, оба плунжера имеют одинаковый диаметр, равный внутреннему диаметру корпуса, и разные длины, при этом верхний плунжер выполнен с длиной меньшей, чем длина насоса под входными отверстиями, длина жесткого элемента равна сумме длин плунжеров и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема, нижняя часть корпуса расположена ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной и выполнена с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр верхней части корпуса, и в ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом, по крайней мере, три продольные направляющие, выполненные в виде плоских ребер, при этом диаметр вписанной в них окружности равен диаметру плунжера.The aim of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole formation zone by gaining the ability to control the amplitude and frequency of the hydraulic impact on the bottomhole formation zone. This goal is achieved in that the device for oil production and treatment of the bottom-hole zone of the well includes a cylindrical pump casing, plugged in the lower end part, with at least two inlet openings in the upper part, located at the same level and with equal pitch between each other, a sludge collector in the lower part, and installed in the housing with the possibility of reciprocating motion and the formation of a vacuum volume underneath, at least two plungers, fastened together by a rigid element, with In the upper part and the valve in the bottom, both plungers have the same diameter equal to the inner diameter of the housing and different lengths, while the upper plunger is made with a length shorter than the length of the pump under the inlet openings, the length of the rigid element is equal to the sum of the lengths of the plungers and stroke the lower plunger, determined by the time of filling the evacuated volume with the borehole fluid, the lower part of the body is located below the level of the inlet openings by the length of the smallest plunger and is made with an inner diameter Olsha than the inner diameter of the upper portion of the housing, and it along a generatrix of a cylindrical body mounted with equal spacing at least three longitudinal guides made in the form of flat edges, wherein the diameter of the inscribed circle therein equal to the diameter of the plunger.
Кроме того:Moreover:
входные отверстия снабжены обратными клапанами;inlets are provided with check valves;
нижний плунжер, со стороны донной части, снабжен лопастным винтом.the lower plunger, from the bottom, is equipped with a blade screw.
Выполнение устройства в виде последовательно расположенных плунжеров, с разными внутренними объемами, образующими поочередно под собой вакуумированные объемы, выполняющих функции имплозионных камер, позволяет регулировать величину амплитуды и длительность гидравлического удара, поскольку, при прочих равных условиях, они определяются объемом имплозионной камеры, которые образуют каждый из плунжеров (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г. с.26-47).The implementation of the device in the form of sequentially located plungers, with different internal volumes, forming alternately evacuated volumes acting as implosion chambers, allows you to adjust the magnitude of the amplitude and duration of the hydraulic shock, since, all other things being equal, they are determined by the volume of the implosion chamber, which form each from plungers (Popov A.A. Impact impacts on the bottom-hole zone of wells. M., Nedra, 1990 p. 26-47).
В случае установки двух плунжеров, скрепленных между собой жестким элементом, длина этого элемента равна сумме длин плунжеров, и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема, что обеспечивает возможность поступления жидкости из входных отверстий в вакуумированный объем, образующийся в нижней части цилиндрического корпуса и полного ее заполнения. Такой выбор длины жесткого элемента обеспечивает наличие гидравлической связи между входньми отверстиями и вакуумированным объемом в течение всего времени заполнения вакуумированого объема скважинной жидкостью.In the case of installation of two plungers fastened together by a rigid element, the length of this element is equal to the sum of the lengths of the plungers and the stroke of the downstream plunger, determined by the time of filling the evacuated volume with the borehole fluid, which allows the liquid to flow from the inlet to the evacuated volume formed in the lower part of the cylindrical case and its full filling. Such a choice of the length of the rigid element ensures that there is a hydraulic connection between the inlet openings and the evacuated volume during the entire time that the evacuated volume is filled with well fluid.
Входные отверстия, по меньшей мере два или более, расположенные с равным шагом по цилиндрической образующей верхней части корпуса, позволяют обеспечить равномерный приток жидкости внутрь насоса и обеспечить близкое к симметричному направления распространения обратного и прямого гидроударов.The inlet openings, at least two or more, located at equal intervals along the cylindrical generatrix of the upper part of the housing, allow for a uniform flow of fluid into the pump and ensure a close to symmetrical direction of propagation of the reverse and direct hydroshocks.
Расположение нижней части корпуса насоса ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной обеспечивает создание уплотнения между корпусом плунжера и внутренней цилиндрической поверхностью верхней части насоса при движении плунжеров вверх и создание в нижней части насоса разрежения.The location of the lower part of the pump housing below the level of the inlet openings for the length of the plunger with the smallest length ensures the creation of a seal between the plunger body and the inner cylindrical surface of the upper part of the pump when the plungers move upward and the creation of a vacuum at the bottom of the pump.
Выполнение внутреннего диаметра нижней цилиндрической части корпуса больше внутреннего диаметра верхней цилиндрической части корпуса и плунжеров необходимо для того, чтобы жидкость, поступающая при обратном гидроударе (создании депрессии) через входные отверстия, получила возможность по кольцевой щели переместиться внутрь нижней части насоса, в вакуумированную его часть, играющую роль имплозионной камеры. Наличие такого перетока жидкости обеспечивает возможность реализации различных по амплитуде гидроударов в заданной последовательности.The implementation of the inner diameter of the lower cylindrical part of the casing is larger than the internal diameter of the upper cylindrical part of the casing and plungers so that the fluid entering the reverse impact (creating depression) through the inlet openings can move along the annular gap into the lower part of the pump into the evacuated part playing the role of an implosion camera. The presence of such a fluid flow provides the possibility of implementing various in terms of the amplitude of water hammer in a given sequence.
Направляющие, установленные в нижней части корпуса вдоль внутренней цилиндрической образующей, выполненные в виде плоских ребер и с диаметром вписанной в них окружности с диаметром равным диаметру плунжеров, обеспечивают необходимую пространственную ориентацию плунжеров в процессе возвратно-поступательного движения.The guides installed in the lower part of the housing along the inner cylindrical generatrix, made in the form of flat ribs and with a diameter of a circle inscribed in them with a diameter equal to the diameter of the plungers, provide the necessary spatial orientation of the plungers in the process of reciprocating motion.
Если количество плунжеров составляет три или более, длины жесткого элемента, соединяющего третий и последующие плунжера равны сумме длин вышерасположенного плунжера, длине наименьшего плунжера, равного длине нижней части корпуса, расположенной ниже уровня входных отверстий, и хода нижерасположенного плунжера за время заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема. Это соотношение длин следует из условия, что входное отверстие является закрытым, пока мимо него перемещается вышележащий плунжер, остается открытым в течение всего времени заполнения вакуумированного объема скважинной жидкостью и последующего перекрытия входного поперечного сечения нижней части корпуса, нижерасположенным плунжером.If the number of plungers is three or more, the length of the rigid element connecting the third and subsequent plungers is equal to the sum of the lengths of the upstream plunger, the length of the smallest plunger equal to the length of the lower part of the body located below the level of the inlet openings, and the stroke of the downstream plunger during filling the evacuated volume with the borehole fluid . This ratio of lengths follows from the condition that the inlet is closed while the overlying plunger moves past it, remains open for the entire time that the evacuated volume is filled with borehole fluid and subsequent overlap of the inlet cross section of the lower part of the body with the downstream plunger.
Если на входных отверстиях установлены обратные клапана, то они, не препятствуя поступлению скважинной жидкости внутрь насоса при обратном гидроударе, в то же время препятствуют обратному истечению жидкости из насоса, как происходит в прототипе, то есть уровень репрессии, создаваемой при прямом гидроударе снижается, что способствует более интенсивному выносу частиц кольматанта из призабойной зоны скважины.If check valves are installed at the inlets, they, while not inhibiting the flow of well fluid into the pump during reverse shock, at the same time, prevent the backflow of fluid from the pump, as occurs in the prototype, that is, the level of repression created by direct shock is reduced, which contributes to a more intensive removal of particles of mud from the bottomhole zone of the well.
Наличие лопастного винта со стороны донной части нижнего плунжера позволяет при движении плунжера вниз, за счет создаваемого винтом перемешивания жидкости, размывать образующийся в шламонакопителе подвижный осадок из частиц кольматанта, что способствует его выносу насосом вместе со скважинной жидкостью к устью скважины.The presence of a blade screw from the bottom of the lower plunger allows, when the plunger moves downward, due to the fluid mixing screw, the mobile sediment formed in the sludge collector is washed out from the particles of colmatant, which contributes to its removal by the pump along with the borehole fluid to the wellhead.
На фиг.1 изображено устройство, разрез, на фиг.2 - разрез А - А на фиг.1.Figure 1 shows the device, a section, figure 2 - section a - a in figure 1.
Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны (фиг.1) включает цилиндрический корпус насоса, состоящий из верхней части 1 и нижней части 2 с диаметром, выполненным большим, чем диаметр верхней части. В верхней части корпуса 1 насоса выполнены, по крайней мере, два входных отверстия 3, расположенных на одном уровне и с равным шагом между собой и снабженных клапанами 4. В корпусе насоса установлены с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер 5 и плунжер 6, которые жестко скреплены между собой жестким элементом, например штангой 7. Длина этого элемента равна сумме длин плунжеров 5 и 6 и хода "Ah2" плунжера 6, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема. В верхней части плунжеров 5 и 6 выполнены соответственно отверстия 8 и 9, донная часть плунжера 5 снабжена клапаном 10, а донная часть плунжера 6 - клапаном 11 и лопастным винтом 12. Плунжеры 5 и 6 выполнены с одинаковым диаметром, соответствующим диаметру верхней части насоса 1, а длина плунжера 5 выполнена меньше длины плунжера 6. Нижняя часть корпуса 2 расположена ниже уровня входных отверстий 3 на длину плунжера 5. В ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом, по крайней мере, три продольные направляющие 13, выполненные в виде плоских ребер. Диаметр вписанной в них окружности (Dgo) выполнен равным диаметру плунжеров. Нижняя часть 2 корпуса насоса имеет большую длину, чем сумма длин плунжеров 5, 6 и штанги 7, а внутренний диаметр больше диаметра плунжера. Верхняя часть 1 корпуса насоса соединена с колонной насосно-компрессорных труб 14, а плунжер 5 соединен с колонной штанг 15. В нижней части корпуса 2, за пределами области нахождения нижнего плунжера 6 при возвратно-поступательном движении, расположен шламонакопитель 16, перекрытый снизу заглушкой 17.A device for oil production and treatment of the bottom-hole zone (figure 1) includes a cylindrical pump casing, consisting of an upper part 1 and a lower part 2 with a diameter made larger than the diameter of the upper part. At least two inlet openings 3 are arranged in the upper part of the pump casing 1 and are located at the same level and equally spaced and equipped with valves 4. A plunger 5 and a plunger 6, which are rigidly mounted, can be reciprocated fastened together by a rigid element, for example, rod 7. The length of this element is equal to the sum of the lengths of the plungers 5 and 6 and the stroke "Ah2" of the plunger 6, determined by the time of filling the evacuated volume with the well fluid. Holes 8 and 9 are made in the upper part of the plungers 5 and 6, the bottom of the plunger 5 is equipped with a valve 10, and the bottom of the plunger 6 is equipped with a valve 11 and a blade screw 12. The plungers 5 and 6 are made with the same diameter corresponding to the diameter of the upper part of the pump 1 and the length of the plunger 5 is less than the length of the plunger 6. The lower part of the housing 2 is located below the level of the inlet 3 by the length of the plunger 5. At least three
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство размещают в нефтедобывающей скважине (на фиг.1 не показана) с упором на забой. Исходное положение: донная часть нижнего плунжера 6 находится выше отверстий 3, все внутренние полости верхней части 1 и нижней части 2 корпуса насоса заполнены скважинной жидкостью. При ходе колонны штанг 15, связанных с ней плунжеров 5 и 6 и соединительной штанги 7 вниз открываются обратные клапаны 10 и 11 и скважинная жидкость, заполняющая нижнюю часть 2 корпуса насоса, последовательно проникает во внутреннюю полость плунжеров 6 и 5, и через отверстия 9 и 8 поступает в пространство между плунжерами и над верхним плунжером 5. Лопастной винт 12 вращаясь, перемешивает скважинную жидкость вместе с осевшими частицами кольматантов, которые вместе со скважинной жидкостью поступают во внутреннюю полость плунжеров 5 и 6, препятствуя их накоплению в шламонакопителе 16. Заглушка 17 не дает выдавливаться скважинной жидкости из нижней части корпуса насоса. При ходе колонны штанг 15 и связанных с ней плунжеров 5, 6 и соединительной штанги 7 вверх закрываются обратные клапаны 10 и 11 и скважинная жидкость подается в колонну насосно-компрсссорных труб 14. В те моменты времени, когда входные отверстия 3 перекрыты плунжерами 5 и 6, поступления жидкости из межтрубного пространства во внутреннюю полость насоса не происходит. В корпусе насоса, поочередно под каждым движущимся плунжером 5 и 6, перекрывающим входные отверстия 3, происходит разрежение, то есть образуются вакуумированныс полости с объемом примерно равным объему соответствующих плунжеров, выполняющих роль имплозионных камер. При пересечении донной частью плунжеров 5 и б плоскости входных отверстий, скважинная жидкость устремляется из межтрубного пространства скважины внутрь корпуса насоса. В призабойной зоне создается депрессия, которое сопровождается выносом загрязнений из призабойной зоны в скважину. Если интервал времени раскрытия входных отверстий 3 мал и составляет десятые и сотые доли секунды, то развивается обратный гидравлический удар. Вслед за обратным гидравлическим ударом, в результате отражения волны сжатия внутри насоса, межтрубного пространства и призабойной зоны скважины, возникает прямой гидравлический удар, приводящий к репрессии (росту давления в этих областях). Частицы загрязнения (кольматанты), проникшие внутрь насоса сквозь отверстия 3, накапливаясь в шламонакопителе 16, удаляются из него с помощью лопастного винта 12 и плунжеров 5 и 6. Постоянное удаление частиц кольматанта из шламонакопителя 16 продлевает период работы оборудования без подъема на поверхность. Очистка межтрубного пространства в районе расположения отверстий 3 от крупных частиц кольматантов производится путем подачи вытесняющей жидкости с высокими шламоудерживающими свойствами, например раствором карбоксилметилцсллюлозы, со стороны устья скважины в межтрубное пространство и далее через входные отверстия насоса 3 внутрь насоса, при расположении всех плунжеров 5 и 6 ниже уровня входных отверстий 3.The device is placed in an oil well (not shown in FIG. 1) with emphasis on the face. Starting position: the bottom of the lower plunger 6 is located above the holes 3, all the internal cavities of the upper part 1 and the lower part 2 of the pump housing are filled with well fluid. During the course of the string of rods 15, the associated plungers 5 and 6 and the connecting rod 7 downward, the check valves 10 and 11 open and the well fluid filling the lower part 2 of the pump housing sequentially penetrates the internal cavity of the plungers 6 and 5, and through the openings 9 and 8 enters the space between the plungers and above the upper plunger 5. The rotor blade 12 rotates and mixes the borehole fluid together with settled particles of colmatants, which together with the borehole fluid enter the internal cavity of the plungers 5 and 6, preventing and x accumulation in sludge collector 16. The plug 17 does not allow squeezing out of the well fluid from the lower part of the pump casing. During the course of the column string 15 and the associated plungers 5, 6 and the connecting rod 7 upward, the check valves 10 and 11 are closed and the borehole fluid is supplied to the column of the tubing 14. At those times when the inlet 3 is blocked by the plungers 5 and 6 , liquid does not flow from the annulus into the pump cavity. In the pump casing, alternately under each moving plunger 5 and 6, overlapping the inlet openings 3, a rarefaction occurs, that is, evacuated cavities are formed with a volume approximately equal to the volume of the corresponding plungers acting as implosion chambers. When the bottom part of the plungers 5 and b intersects the plane of the inlet holes, the borehole fluid rushes from the annular space of the well into the pump casing. In the bottomhole zone, depression is created, which is accompanied by the removal of contaminants from the bottomhole zone into the well. If the time interval for opening the inlet openings 3 is small and amounts to tenths and hundredths of a second, then a reverse hydraulic shock develops. Following the reverse hydraulic shock, as a result of the reflection of the compression wave inside the pump, the annulus and the bottomhole zone of the well, a direct hydraulic shock occurs, leading to repression (pressure increase in these areas). Contamination particles (colmatants) that penetrate into the pump through the openings 3, accumulate in the sludge collector 16, are removed from it with the help of a blade screw 12 and plungers 5 and 6. Continuous removal of the particles of the mud from the sludge collector 16 prolongs the period of operation of the equipment without lifting to the surface. The annulus cleaning in the area of the openings 3 from large particles of colmatants is carried out by supplying a displacing fluid with high sludge-holding properties, for example, a solution of carboxylmethylcellulose, from the side of the wellhead into the annulus and then through the pump inlet 3 into the pump, with all plungers 5 and 6 located below inlet level 3.
Применение предложенного устройства позволяет заданным образом регулировать количество обратных гидравлических ударов (депрессий) и амплитуду (интенсивность) этих воздействия. Например, варьируя скоростью движения колонны штанг 15, можно изменять время раскрытия входных отверстий насоса, а значит переходить от режима гидравлического удара (быстрое раскрытие входных отверстий) к режиму плавного создания депрессии (медленное раскрытие входных отверстий). Изменяя внутренний объем плунжеров, можно варьировать амплитуду гидроудара или уровень депрессии, в обоих случаях, увеличение внутреннего объема плунжера приводит к возрастанию воздействия.The application of the proposed device allows you to set the number of reverse hydraulic shocks (depressions) and the amplitude (intensity) of these effects. For example, by varying the speed of movement of the rod string 15, it is possible to change the opening time of the pump inlet openings, and therefore switch from the water hammer mode (quick opening of the inlet openings) to the smooth depression mode (slow opening of the inlet openings). By changing the internal volume of the plungers, one can vary the amplitude of the water hammer or the level of depression, in both cases, an increase in the internal volume of the plunger leads to an increase in the impact.
Изменяя число плунжеров, их длину и последовательность их расположения, можно регулировать динамику депресионно-рспрессионного воздействия. Например, если необходимо чтобы амплитуда воздействия последовательно возрастала и, при этом, репрессионное воздействие было ослабленным, необходимо установить обратные клапаны 4, а длины плунжеров (вакуумируемые объемы) должны возрастать, считая сверху вниз. Если наоборот, необходимо постепенное уменьшение воздействие, с полным репрессионным воздействием, то клапаны 4 не устанавливаются, а длины плунжеров, наоборот уменьшаются, считая сверху вниз.By changing the number of plungers, their length and the sequence of their location, it is possible to regulate the dynamics of depressive-depression effects. For example, if it is necessary that the amplitude of the action increases sequentially and, at the same time, the repression effect is weakened, it is necessary to install check valves 4, and the length of the plungers (evacuated volumes) should increase, counting from top to bottom. If on the contrary, a gradual decrease in the impact is necessary, with a complete repressive effect, then the valves 4 are not installed, and the lengths of the plungers, on the contrary, decrease, counting from top to bottom.
Применение предложенного технического решения позволяет эффективно использовать имеющееся насосное оборудование, возбуждая регулируемое в широких пределах переменное гидродинамическое воздействие на пласт, от гидроудара до плавного депрессионно-репрессионного воздействия.The application of the proposed technical solution makes it possible to effectively use the existing pumping equipment, exciting a widely controlled variable hydrodynamic effect on the formation, from water hammer to a smooth depressive-repressive effect.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103792/03A RU2232261C1 (en) | 2003-02-11 | 2003-02-11 | Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103792/03A RU2232261C1 (en) | 2003-02-11 | 2003-02-11 | Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2232261C1 true RU2232261C1 (en) | 2004-07-10 |
| RU2003103792A RU2003103792A (en) | 2004-08-27 |
Family
ID=33413933
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003103792/03A RU2232261C1 (en) | 2003-02-11 | 2003-02-11 | Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2232261C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475633C2 (en) * | 2007-09-10 | 2013-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for oil production increase (versions) |
| RU2534116C1 (en) * | 2013-08-30 | 2014-11-27 | Сергей Александрович Ерилин | Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development |
-
2003
- 2003-02-11 RU RU2003103792/03A patent/RU2232261C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475633C2 (en) * | 2007-09-10 | 2013-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for oil production increase (versions) |
| US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
| US9371717B2 (en) | 2007-09-10 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
| RU2534116C1 (en) * | 2013-08-30 | 2014-11-27 | Сергей Александрович Ерилин | Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2310059C1 (en) | Method for pulsed well bottom zone treatment | |
| RU2224090C2 (en) | Device for providing hydrodynamic influence on well walls | |
| RU2542016C1 (en) | Method of well bore zone treatment for productive formation | |
| RU2359114C2 (en) | Method and facility for simultaneous selective treatment of perforation channels and treatment of bottomhole of conditionally endless thickness layer | |
| RU2232261C1 (en) | Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment | |
| US4716555A (en) | Sonic method for facilitating the fracturing of earthen formations in well bore holes | |
| RU2256782C1 (en) | Device for extracting oil and affecting face zone of well | |
| RU2121568C1 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone and device for its embodiment | |
| RU2254456C1 (en) | Device for oil extraction and processing of face-adjacent well zone | |
| RU2336412C1 (en) | Method of well bottomhole treatment and oil recovery | |
| RU2176727C1 (en) | Method of synergistic action on well and productive pool and gear for synergistic action on well and productive pool | |
| RU2222717C1 (en) | Well jet plant for alternating hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
| RU2206730C1 (en) | Method of pulse-jet stimulation of well and producing formation and device for method embodiment | |
| RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
| RU2047729C1 (en) | Method and device for treatment of the near-bottom bed area | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2139405C1 (en) | Device for treating deposit by waves | |
| RU2151863C1 (en) | Oil well development method | |
| RU2038466C1 (en) | Hydroperforator | |
| RU2085719C1 (en) | Method and device for intensifying operation of well | |
| RU2273730C1 (en) | Water production method | |
| RU2065921C1 (en) | Device for treating drilled holes | |
| RU2693212C1 (en) | Hydrocarbons production intensification method from formations | |
| RU2042796C1 (en) | Device for well hydraulic perforation | |
| RU2267607C2 (en) | Device to repeatedly create differential pressure drawdown in bottomhole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060212 |