RU2256782C1 - Device for extracting oil and affecting face zone of well - Google Patents
Device for extracting oil and affecting face zone of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2256782C1 RU2256782C1 RU2003130997/03A RU2003130997A RU2256782C1 RU 2256782 C1 RU2256782 C1 RU 2256782C1 RU 2003130997/03 A RU2003130997/03 A RU 2003130997/03A RU 2003130997 A RU2003130997 A RU 2003130997A RU 2256782 C1 RU2256782 C1 RU 2256782C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- pump
- cylindrical
- housing
- inlet openings
- 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 stopper and a spiral electric heater, an excitation generator, an acoustic emitter unit, an acoustic emitter excitation amplitude control unit synchronously with a depression-repression oscillatory process in the well, while the block of acoustic emitters is made with a system of radial channels between they 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,
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. (RF patent No. 2172392,
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 в глубь 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 в глубь 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 will be outside the zone of reduced pressure (depression) that occurs when the opposite water hammer, the amplitude of which is lower than direct. For this reason, this method is expediently used to clean the bottom-hole zone of injection wells, in which the moving particles of the mud are removed from the bottom-hole zone into its depth, 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, displaced from the bottom-hole zone, when the well is in fluid pumping mode, begin to move to the bottom-hole zone of the well, leading to a decrease in the permeability of the near-well 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, CL E 21 B 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 provided 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. Moreover, the device is made with the possibility of spontaneous rotation of the housing together with cylindrical flow chambers around its axis during operation. (RF patent No. 2175058, CL E 21 B 43/25, 28/00, 1999).
Недостатком известного устройства является его сравнительно низкая эффективность, связанная 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, пропорциональна 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 during the processing of 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 well’s perforation channels, the proportion of time when 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 by the values of 0.2 and 0.5, respectively, we obtain that only 0.1 of the entire time the location corresponded to the optimal 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 taking into account the actual dimensions of the perforation holes of 0.03-0.01 m located with a step 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 проницаемостиThis 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, a special operation is necessary to confirm the adequacy of the degree of restoration of permeability
призабойной зоны пласта, а при ее недостаточности повторение обработки, что удлиняет весь процесс обработки ПЗП.bottom-hole formation zone, and in case of its insufficiency, repetition of treatment, which lengthens the whole process of processing of the bottom-hole formation.
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 tubing placed in the columns, inside the production string, of at least two swabs moving synchronously or asynchronously, in one or in opposite directions, due to which, at the bottom wells create paired depression pulses with an adjustable interval of their creation: from zero while lifting swabs in two tubing columns to half the period of the swab cycle when moving swabs in two tubing to positive directions. (RF patent No. 2181830, class 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 решением (прототипом) является устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее штанговый насос, соединенный в верхней части с колонной насосно-компрессорных труб, заглушенный в нижней торцовой части цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения, соединенный со штангой 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, 43/00, 1999 г.).The closest solution in technical essence (prototype) is a device for oil production and bottom hole treatment of the well, including a sucker rod pump connected in the upper part to the tubing string, a cylindrical pump casing plugged in the lower end part with an inlet in the upper part and mounted in the housing with the possibility of reciprocating movement, a plunger connected to the rod with a valve, while the inlet is equipped with a filter, the pump housing in the lower part is equipped with sludge collector, and the length of the pump part under the inlet is made larger than the length of the plunger. (RF patent No. 2145380, CL E 21 B 43/00, 43/00, 1999).
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.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 добычи нефти и обработки призабойной зоны пласта за счет получения возможности регулирования амплитуды и частоты гидравлического воздействия на ПЗП.The aim of the invention is to increase the efficiency of oil production and treatment of the bottom-hole zone of the reservoir by gaining the ability to control the amplitude and frequency of hydraulic effects on the bottomhole formation zone.
Поставленная цель достигается тем, что в предложенном устройстве для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающем соединенный с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения соединенный со штангой плунжер с отверстием, с цилиндрической боковой поверхностью и с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, в отличие от прототипа в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса насоса, при этом одна пара входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части корпуса насоса, верхняя часть корпуса насоса снабжена размещенной над днищем плунжера крышкой с цилиндрическим кожухом, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера, в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, на внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели, а на цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности плунжера, при этом днище плунжера соединено со штангой, а в крышке корпуса насоса выполнено отверстие по оси корпуса с диаметром, равным диаметру штанги, для обеспечения возвратно-поступательного движения плунжера, и на ней выполнены два выходных отверстия, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами.This goal is achieved by the fact that in the proposed device for oil production and treatment of the bottom-hole zone of the well, including a cylindrical pump housing connected to the tubing with an inlet in the upper part and mounted in the housing with the possibility of reciprocating motion, a plunger connected with a rod with an opening , with a cylindrical side surface and with a diameter equal to the inner diameter of the pump casing, in contrast to the prototype, at least four inlets are made in the pump casing holes located in pairs at different levels and with equal steps between themselves and symmetrically relative to the axis of the pump housing, with one pair of inlets located at the top of the pump housing, the other at the bottom of the pump housing, the upper part of the pump housing is provided located above the bottom a plunger with a cover with a cylindrical casing fixed to the inner surface of the pump casing with the formation of an annular cavity in which the lateral surface of the plunger is located in the lower part of the cylindrical lateral surface at least two inlet openings located in one plane with the inlet openings of the pump housing, at least two guide slots are made on the inner surface of the pump housing, and plates are arranged on the cylindrical generatrix of the lateral surface of the plunger to move them in guide slots for combining the inlet openings of the pump housing and the lateral surface of the plunger, while the bottom of the plunger is connected to the rod, and a hole along the axis of the core is made in the cover of the pump housing pus with a diameter equal to the diameter of the rod, to ensure reciprocating movement of the plunger, and it has two outlet openings located symmetrically with respect to the axis of the pump casing and equipped with check valves.
Устройство отличается и тем, что входные отверстия, расположенные на корпусе насоса, снабжены обратными клапанами.The device is also characterized in that the inlets located on the pump casing are equipped with check valves.
Кроме того, входные отверстия, расположенные на корпусе и плунжере на разных уровнях, выполнены повернутыми относительно друг друга на половину шага между отверстиями.In addition, the inlets located on the housing and the plunger at different levels are made turned relative to each other by half a step between the holes.
Наличие в корпусе насоса, по крайней мере, четырех входных отверстий, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой симметрично относительно оси корпуса насоса, притом, что одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, обеспечивает создание двух обратных гидроударов, воздействующих на ПЗП. Первый гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру, образовавшуюся между крышкой насоса и днищем плунжера, через верхнюю пару входных отверстий в корпусе насоса и входных отверстий на боковой поверхности плунжера. Второй гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру через нижнюю пару входных отверстий в корпусе насоса и входных отверстий на боковой поверхности плунжера. Симметричное расположение входных отверстий относительно оси насоса, во-первых, обеспечивает более однородное гидродинамическое воздействие на ПЗП и, во-вторых, позволяет скомпенсировать гидродинамическое воздействие, оказываемое поступающей в корпус насоса струей скважинной жидкости, на сам насос. Расположение входных отверстий в корпусе насоса и в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера с равным шагом между собой обеспечивает симметричное развитие гидроударов относительно оси скважины. Например, при наличии четырех входных отверстий достигается осевая симметричность гидродинамического воздействия при гидроударах, что, в свою очередь, обеспечивает осесимметричность воздействия на ПЗП и, следовательно, повышает эффективность работы устройства.The presence in the pump casing of at least four inlet openings located in pairs at different levels and with equal steps between them is symmetrical with respect to the axis of the pump casing, moreover, one of the pairs of inlet openings is located in the upper part of the pump casing, and the other in the lower part , provides the creation of two reverse water hammer, affecting the PPP. The first hydraulic shock will occur at the time when the well fluid will enter the implosion chamber formed between the pump cover and the bottom of the plunger through the upper pair of inlets in the pump housing and inlets on the side surface of the plunger. The second shock will occur at the time when the well fluid will enter the implosion chamber through the lower pair of inlets in the pump housing and inlets on the side surface of the plunger. The symmetrical arrangement of the inlet openings relative to the axis of the pump, firstly, provides a more uniform hydrodynamic effect on the BHP and, secondly, allows you to compensate for the hydrodynamic effect exerted by the well fluid flow entering the pump casing onto the pump itself. The location of the inlets in the pump housing and in the lower part of the cylindrical lateral surface of the plunger with equal pitch between each other provides a symmetrical development of water hammer relative to the axis of the well. For example, if there are four inlets, the axial symmetry of the hydrodynamic effect during hydroshocks is achieved, which, in turn, provides axisymmetric effects on the PPP and, therefore, increases the efficiency of the device.
Наличие в верхней части корпуса насоса размещенной над днищем плунжера крышки с цилиндрическим кожухом, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена цилиндрическая боковая поверхность плунжера, позволяет образовывать вакуумированный объем между крышкой насоса с кожухом и днищем плунжера при его движении вниз. Образующийся вакуумированный объем выполняет функцию имплозионной камеры при создании гидроудара. Кроме того, кольцевая полость, образованная между цилиндрическим кожухом и закрепленной с ним внутренней поверхностью корпуса насоса, необходима для того, чтобы в нем разместилась боковая поверхность плунжера при его крайнем верхнем положении. При движении плунжера вниз эта полость является частью вакуумированного объема, образующего имплозионную камеру.The presence in the upper part of the pump housing of a cover located above the bottom of the plunger with a cylindrical casing fixed to the inner surface of the pump casing with the formation of an annular cavity in which the cylindrical lateral surface of the plunger is placed, allows the formation of a vacuum volume between the pump cover with the casing and the bottom of the plunger when it moves down . The resulting evacuated volume acts as an implosion chamber when creating a water hammer. In addition, the annular cavity formed between the cylindrical casing and the inner surface of the pump casing fixed with it is necessary for the lateral surface of the plunger to be placed in it with its extreme upper position. When the plunger moves down, this cavity is part of the evacuated volume that forms the implosion chamber.
Наличие на цилиндрической боковой поверхности плунжера, по крайней мере, двух входных отверстий, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, которые при одном рабочем ходе насоса поочередно совпадают с соответствующими входными отверстиями корпуса насоса, позволяет создать обратный гидравлический удар. Для обеспечения в момент гидроудара совпадения входных отверстий в корпусе насоса и боковой поверхности плунжера необходимо, чтобы они лежали в одной плоскости, что позволяет регулировать величину амплитуды и длительность гидравлического удара, поскольку при прочих равных условиях они определяются объемом имплозионной камеры и временем ее раскрытия (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с.78-88, 134, 135).The presence on the cylindrical lateral surface of the plunger of at least two inlet openings located in the same plane as the inlet openings of the pump casing, which during one working stroke of the pump alternately coincide with the corresponding inlet openings of the pump casing, allows creating a reverse water hammer. To ensure that the inlet openings in the pump housing and the lateral surface of the plunger coincide at the time of the water hammer, it is necessary that they lie in the same plane, which makes it possible to adjust the amplitude and duration of the hydraulic shock, since, other things being equal, they are determined by the volume of the implosion chamber and the time of its opening (Popov A.A. Impact impacts on the bottom-hole zone of wells. M., Nedra, 1990, p. 78-88, 134, 135).
Если такие отверстия установлены только на одном уровне, а именно в нижней части корпуса насоса и в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера, то произойдет только один обратный гидравлический удар в момент времени, когда плунжер займет крайнее нижнее положение. Если входные отверстия на корпусе установлены на двух уровнях, то первый обратный гидроудар возникнет при совпадении верхнего ряда отверстий на корпусе и ряда отверстий в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера, а второй - при совпадении нижнего ряда входных отверстий на корпусе с входными отверстиями в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера. Регулируя число и размер отверстий, а также скорость перемещения плунжера, можно регулировать амплитуду и длительность гидродинамического воздействия, что позволяет при одном ходе плунжера создать один-два гидроудара малой амплитуды, а завершить его наиболее мощным воздействием. Таким образом, оказывается возможным вначале слабыми воздействиями провести своеобразную "раскачку" призабойной зоны, а затем, используя наиболее мощное воздействие, вызвать депрессию в сторону скважины. Указанная последовательность возрастания уровня гидродинамического воздействия повышает эффективность обработки ПЗП.If such holes are installed only at one level, namely in the lower part of the pump housing and in the lower part of the cylindrical lateral surface of the plunger, then only one reverse hydraulic shock will occur at the moment when the plunger takes its lowest position. If the inlet openings on the casing are installed at two levels, then the first backwash occurs when the upper row of openings on the casing coincides with the number of openings in the lower part of the cylindrical lateral surface of the plunger, and the second when the lower row of inlet openings on the casing coincides with the inlet openings in the lower cylindrical lateral surface of the plunger. By adjusting the number and size of the holes, as well as the speed of the plunger, you can adjust the amplitude and duration of the hydrodynamic effect, which allows you to create one or two hydraulic shocks of small amplitude with one stroke of the plunger, and complete it with the most powerful effect. Thus, it is possible at first with weak influences to carry out a peculiar "buildup" of the bottom-hole zone, and then, using the most powerful effect, cause depression in the direction of the well. The indicated sequence of increasing the level of hydrodynamic effects increases the efficiency of processing of the PPP.
Отверстие в крышке насоса по оси с диаметром, равным диаметру штанги, обеспечивает возможность передачи штангой плунжеру механического усилия, обеспечивающего возвратно-поступательное движение плунжера.The hole in the pump cover along an axis with a diameter equal to the diameter of the rod, allows the rod to transmit to the plunger mechanical force, providing reciprocating movement of the plunger.
Симметричное расположение относительно оси корпуса насоса двух входных отверстий в крышке, снабженных обратными клапанами, обеспечивает подачу сквозь обратные клапаны скважинной жидкости насоса при движении плунжера вверх и создание вакуумированного объема под крышкой при движении плунжера вниз, а также препятствует возникновению нескомпенсированных поперечных нагрузок, возникающих при движении жидкости сквозь них.The symmetrical arrangement with respect to the axis of the pump casing of two inlet openings in the cover equipped with non-return valves ensures the flow through the non-return valves of the borehole pump fluid when the plunger moves up and creates a vacuum volume under the cover when the plunger moves down, and also prevents the occurrence of uncompensated lateral loads arising from movement liquids through them.
Размещенные на внутренней поверхности насоса две направляющие щели и установленные на цилиндрической образующей боковой поверхностиTwo guide slots located on the inner surface of the pump and mounted on a cylindrical generatrix of the side surface
плунжера пластины, имеющие возможность перемещаться в направляющих щелях, обеспечивают совмещение входных отверстий на корпусе насоса и цилиндрической боковой поверхности плунжера при работе насоса.the plunger plates, having the ability to move in the guide slots, provide a combination of inlets on the pump housing and the cylindrical lateral surface of the plunger during pump operation.
Обратные клапаны, установленные на входных отверстиях, не препятствуя поступлению скважинной жидкости внутрь насоса при обратном гидроударе, 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.Non-return valves installed at the inlet openings, without interfering with the flow of the borehole fluid into the pump during reverse hydraulic shock, prevent the reverse flow of fluid from the pump, as occurs in the prototype, that is, the level of repression created with direct hydraulic shock is reduced, which contributes to a more intensive removal of particles of colmatant from the bottomhole zone of the well.
Наличие входных отверстий, расположенных на корпусе и плунжере на двух уровнях, выполненных с поворотом на половину шага между отверстиями, обеспечивает более осесимметричное воздействие на ПЗП, в сравнении с прототипом, что повышает эффективность обработки. Например, если нижние пары отверстий на корпусе и плунжере расположены в одной плоскости, а верхние пары отверстий на корпусе и плунжере расположены в плоскости под углом в девяносто градусов, то первый гидроудар произойдет при совпадении верхних пар отверстий на корпусе и плунжере, а второй - при совпадении нижних пар отверстий на корпусе и плунжере. Увеличение число отверстий на одном уровне на корпусе и плунжере до трех или четырех позволяет еще больше приблизиться к созданию гидроудара, близкого к осесимметричному воздействию, поскольку в этих случаях углы между плоскостями, в которых расположены совпадающие отверстия на корпусе и плунжере, составят соответственно шестьдесят и сорок пять градусов.The presence of inlets located on the housing and the plunger at two levels, made with a half-turn between the holes, provides a more axisymmetric effect on the PPP, in comparison with the prototype, which increases the processing efficiency. For example, if the lower pairs of holes on the housing and plunger are located in the same plane, and the upper pairs of holes on the housing and plunger are located in the plane at an angle of ninety degrees, then the first water hammer will occur when the upper pairs of holes on the housing and plunger coincide, and the second - when coincidence of the lower pairs of holes on the body and plunger. Increasing the number of holes at the same level on the body and plunger to three or four allows you to get even closer to creating a water hammer close to axisymmetric action, since in these cases the angles between the planes in which the matching holes on the body and plunger are sixty and forty five degrees.
На фиг.1 изображено устройство, разрез; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 устройство изображено в момент оказания гидродинамического воздействия.Figure 1 shows a device, a section; figure 2 is a section aa in figure 1; figure 3 the device is depicted at the time of the hydrodynamic effects.
Устройство включает в себя (фиг.1) цилиндрический корпус 1 насоса с четырьмя входными отверстиями 2, расположенными попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно корпуса насоса, при этом одна из пар входных отверстий 2 расположена в верхней части корпуса 1 насоса, другая - в нижней, входные отверстия 2 снабжены обратными клапанами 3. Устройство включает также установленный с возможностью возвратно-поступательного движения в корпусе 1 плунжер 4, днище которого соединено со штангой 5, плунжер 4 имеет цилиндрическую боковую поверхность, на которой выполнены два входных отверстия 6, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями 2, выполненными в корпусе 1 насоса, верхняя часть корпуса 1 насоса снабжена размещенной над днищем плунжера 4 крышкой 7 с цилиндрическим кожухом 8, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса 1 насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера 4. В крышке 7 выполнено отверстие 9 по оси корпуса 1 насоса с диаметром, равным диаметру штанги 5, и два входных отверстия 10, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами 11. На внутренней поверхности корпуса 1 насоса выполнены две направляющие щели 12 (фиг.2), на цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера 4 установлены пластины 13 с возможностью перемещения их в направляющих щелях 12 для совмещения входных отверстий 2 корпуса 1 насоса и отверстий 6 боковой поверхности плунжера 4. Верхняя часть корпуса 1 насоса соединена с насосно-компрессорной трубой (НКТ) 14. Устройство показано в обсаженной скважине 15, с перфорационными каналами 16 в продуктивном пласте 17 с гидродинамическим воздействием 18, условно представленным в виде волны разряжения, распространяющейся в сторону нефтяного пласта, и потоком скважинной жидкости 19, заполняющим рабочий объем 20 насоса (имплозионная камера) и пакером 21 (фиг.3).The device includes (Fig. 1) a
Как вариант цилиндрическая боковая поверхность плунжера 4 может иметь не один, а два или три ряда входных отверстий 6, расположенных на таком же расстоянии друг от друга, как и входные отверстия 2 на корпусе 1 насоса.Alternatively, the cylindrical lateral surface of the
Устройство для обработки призабойной зоны скважины работает следующим образом.A device for processing bottom-hole zone of a well works as follows.
Устройство (фиг.1) на НКТ 14 спускают в призабойную зону обсаженной скважины 15, располагая входными отверстиями 2 напротив перфорационных каналов 16 в продуктивном пласте 17. Устанавливают пакер 21 на 0,5-1 м выше зоны перфорационных каналов. Для определенности, пусть плунжер 4 устанавливают в крайнее верхнее положение, в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера имеется пара отверстий 6, а на цилиндрической поверхности корпуса 1 насоса имеются два ряда входных отверстий 2: верхний и нижний. С наземного пульта управления (на чертеже не показан) включается привод штангового насоса (на чертеже не показан), за счет чего штанга 5 приводит в движение плунжер 4. При движении плунжера 4 вниз, при закрытых обратных клапанах 11, в объеме между движущимся днищем плунжера 4 и крышкой 7 с цилиндрическим кожухом 8, в рабочем объеме 20 насоса (фиг.3) возникнет разряжение, то есть образуется имплозионная камера. В некоторый момент времени, отверстия 6 на боковой поверхности плунжера 4 совпадут с верхним рядом входных отверстий 2. При этом ввиду того, что в рабочем объеме 20 насоса (имплозионной камере) создано разряжение, верхний ряд обратных клапанов 3 откроется, в результате чего возникнет депрессия в виде гидродинамического воздействия 18 (волны разряжения) и скважинная жидкость 19 из межтрубного пространства будет направляться внутрь рабочего объема 20. Уровень депрессии будет определяться интервалом времени, в течение которого совпадают отверстия верхнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 6. При дальнейшем движении плунжера 4 вниз верхний ряд входных отверстий 2 перекрывается верхней частью цилиндрической боковой поверхностью плунжера 4, и депрессия прекращается. За счет подбора размеров входных отверстий 2 и 6, скорости перемещения плунжера 4 рабочий объем 20 насоса будет лишь частично заполнен скважинной жидкостью. Приближенно оценка времени раскрытия проводится на основе геометрических размеров отверстий и скорости перемещения плунжера, а параметры депрессии могут быть определены с помощью расчетных соотношений, приведенных в книге: Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважины. М., Недра, 1990 г., с.78-88. При дальнейшем движении вниз к оставшейся незаполненной части рабочего объема 20 добавится дополнительный вакуумированный объем, примерно равный объему внутренней полости насоса между верхним и нижним рядами входных отверстий 2. При дальнейшем движении плунжера 4 вниз, при совмещении нижнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 6 плунжера 4 процесс повторится, но в этом случае геометрические размеры нижнего ряда входных отверстий 2 должны быть выбраны таким образом, чтобы была обеспечена максимальная депрессия, а рабочий объем 20 полностью заполнен скважинной жидкостью. При движении плунжера 4 верх скважинная жидкость, находящаяся в рабочем объеме 20, через обратные клапана 11 поступит внутрь насосно-компрессорной трубы 14 над крышкой насоса 7 и не будет поступать в межтрубное пространство, поскольку обратные клапаны 3 будут закрыты. Совпадение входных отверстий 2 и входных отверстий 6 обеспечивается тем, что пластины 13 перемещаются в направляющих щелях 12.The device (Fig. 1) on the
Далее этот процесс повторяется.Further this process is repeated.
Основанием для завершения процесса обработки прискважинной зоны служит выход на установившуюся приемистость скважины по дебиту скважинной жидкости.The basis for completing the processing of the near-wellbore zone is access to the steady well injectivity at the flow rate of the wellbore fluid.
Если на цилиндрической поверхности корпуса 1 насоса имеется три ряда входных отверстий 2: верхний, средний и нижний, а на цилиндрической боковой части плунжера 4 установлены два ряда входных отверстий 6 - верхний и нижний, с шагом, равным расстоянию между рядами входных отверстий 2, то при первой депрессии совпадут входные отверстия верхнего ряда входных отверстий 2 и нижнего ряда входных отверстий 6. При второй депрессии совпадут входные отверстия 2 среднего ряда с нижним рядом входных отверстий 6 и верхнего ряда входных отверстий 2 и верхнего ряда входных отверстий 6, в результате чего имплозионная камера будет заполняться в два раза быстрее, что увеличит уровень депрессии. Это же положение сохраниться и при совпадении среднего и нижнего рядов входных отверстий 2 с соответствующими двумя рядами входных отверстий 6.If on the cylindrical surface of the
Если на боковой цилиндрической части плунжера 4 установлены три ряда входных отверстий 6, то при первой депрессии совпадет верхний ряд отверстий 2 и нижний ряд отверстий 6, затем при второй депрессии площадь отверстий, через которое заполняется имплозионная камера, удвоится, как в предыдущем случае, а при третьей депрессии и утроится (при совпадении всех трех рядов входных отверстий 2 и входных отверстий 6).If three rows of
Таким образом, предлагаемое устройство позволяет в достаточно широких пределах варьировать уровнем депрессии, воздействующим на призабойную зону скважины.Thus, the proposed device allows a fairly wide range to vary the level of depression affecting the bottom-hole zone of the well.
Предлагаемое устройство обладает простотой реализации, что в сочетании с отработаностью отдельных элементов позволяет достигнуть высокой степени эффективности при очистки прискважинной зоны от кольматантов, повысить приемистость скважин.The proposed device has the simplicity of implementation, which, combined with the refinement of individual elements, allows to achieve a high degree of efficiency when cleaning the borehole zone from muds, to increase the injectivity of wells.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003130997/03A RU2256782C1 (en) | 2003-10-21 | 2003-10-21 | Device for extracting oil and affecting face zone of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003130997/03A RU2256782C1 (en) | 2003-10-21 | 2003-10-21 | Device for extracting oil and affecting face zone of well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003130997A RU2003130997A (en) | 2005-04-10 |
| RU2256782C1 true RU2256782C1 (en) | 2005-07-20 |
Family
ID=35611482
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003130997/03A RU2256782C1 (en) | 2003-10-21 | 2003-10-21 | Device for extracting oil and affecting face zone of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2256782C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582359C2 (en) * | 2014-02-18 | 2016-04-27 | Юрий Александрович Сарапулов | Wave impact device for mineral deposits |
| RU178908U1 (en) * | 2017-11-22 | 2018-04-23 | Борис Семенович Захаров | Multiple-action pressure generator for impacting the well bottom zone |
-
2003
- 2003-10-21 RU RU2003130997/03A patent/RU2256782C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582359C2 (en) * | 2014-02-18 | 2016-04-27 | Юрий Александрович Сарапулов | Wave impact device for mineral deposits |
| RU178908U1 (en) * | 2017-11-22 | 2018-04-23 | Борис Семенович Захаров | Multiple-action pressure generator for impacting the well bottom zone |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003130997A (en) | 2005-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2376455C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator | |
| RU2409738C1 (en) | Pulse hydraulic fracturing method | |
| US2918126A (en) | Sonic method of injecting and circulating chemicals in oil well formation | |
| RU2256782C1 (en) | Device for extracting oil and affecting face zone of well | |
| US4716555A (en) | Sonic method for facilitating the fracturing of earthen formations in well bore holes | |
| RU2254456C1 (en) | Device for oil extraction and processing of face-adjacent well zone | |
| RU2232261C1 (en) | Equipment for oil extraction and bottom-hole treatment | |
| RU2121568C1 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone and device for its embodiment | |
| RU2209945C1 (en) | Method of stimulation of hydrocarbon pool in its development and device for method embodiment | |
| RU2307925C1 (en) | Device for oil production and well bottom zone treatment | |
| SU1772345A1 (en) | Oil-well vibrator | |
| RU2085719C1 (en) | Method and device for intensifying operation of well | |
| RU2139405C1 (en) | Device for treating deposit by waves | |
| RU2181830C1 (en) | Method of well swabbing | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2693212C1 (en) | Hydrocarbons production intensification method from formations | |
| CN212105744U (en) | Hydraulic harmonic high-power reinforced vibrator excited by turbine | |
| RU2042796C1 (en) | Device for well hydraulic perforation | |
| RU2267607C2 (en) | Device to repeatedly create differential pressure drawdown in bottomhole formation zone | |
| CN112282719B (en) | Hydraulic pulse generator and hydraulic pulse fracturing device | |
| RU2038466C1 (en) | Hydroperforator | |
| RU2296207C1 (en) | Method to excite oscillations in well liquid | |
| RU2281390C1 (en) | Method for well bore zone treatment | |
| RU2065997C1 (en) | Downhole rod pump | |
| RU2307924C1 (en) | Method for wave productive bed treatment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061022 |