RU2337238C1 - Device for wave action on productive stratum - Google Patents
Device for wave action on productive stratum Download PDFInfo
- Publication number
- RU2337238C1 RU2337238C1 RU2007101005/03A RU2007101005A RU2337238C1 RU 2337238 C1 RU2337238 C1 RU 2337238C1 RU 2007101005/03 A RU2007101005/03 A RU 2007101005/03A RU 2007101005 A RU2007101005 A RU 2007101005A RU 2337238 C1 RU2337238 C1 RU 2337238C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- length
- liner
- column
- weighted element
- condition
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами.The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil recovery in productive formations during the operation of oil wells by sucker rod pumps.
Известен способ эксплуатации скважин штанговым глубинным насосом с хвостовиком, то есть с дополнительной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), устанавливаемых под насосом с целью улучшения условий движения водонефтяной смеси к насосу. При этом хвостовик может быть установлен как в подвешенном состоянии, так и с опорой на забой. В последнем случае хвостовик обеспечивает также разгрузку колонны НКТ от избыточных напряжений (а.с. №1483042, 1987; а.с. №1585502, 1990).A known method of operating wells with a sucker rod pump with a liner, that is, with an additional column of tubing installed under the pump in order to improve the conditions for the movement of the oil-water mixture to the pump. In this case, the shank can be installed both in a suspended state, and with support on the face. In the latter case, the liner also provides unloading of the tubing string from excessive stresses (AS No. 1483042, 1987; AS No. 1585502, 1990).
Известно устройство (патент РФ №2133816, 1997), когда хвостовик опирается не на забой скважины, а на специально установленный якорь, жестко связанный с колонной обсадных труб.A device is known (RF patent No. 2133816, 1997), when the liner does not rest on the bottom of the well, but on a specially installed anchor, rigidly connected to the casing string.
Как известно (Добыча нефти штанговыми насосами / Мухаметзянов А.К., Чернышев И.Н., Липерт А.И., Ишемгужин С.Б. - М.: Недра, 1993. - 350 с.), при работе штангового глубинного насоса возвратно-поступательное движение колонны штанг и плунжера насоса вызывает развитие переменных динамических нагрузок в колонне НКТ. Хвостовик с опорой на забой или на якорь передает в породу эти динамические нагрузки и, таким образом, инициирует распространение низкочастотных упругих волн по горной породе от призабойной зоны скважины. Известно, что волновое воздействие на продуктивные пласты обусловливает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи пластов (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1985, с.455). Вместе с тем, интенсивность упругих волн, возбуждаемых работой станка-качалки и передаваемых через опору хвостовика в породу, мала для эффективного волнового воздействия на пласт, и это является основным недостатком указанных устройств и способов. Для достижения более значительного эффекта по снижению обводненности добываемой продукции интенсивность возбуждаемых волн необходимо каким-либо образом усилить.As is known (Oil production by sucker rod pumps / A. Mukhametzyanov, I. Chernyshev, A. I. Lipert, S. Ishemguzhin - M .: Nedra, 1993. - 350 p.), When the sucker rod pump operates the reciprocating movement of the rod string and pump plunger causes the development of variable dynamic loads in the tubing string. A liner relying on the bottom or anchor transfers these dynamic loads to the rock and, thus, initiates the propagation of low-frequency elastic waves through the rock from the bottom-hole zone of the well. It is known that the wave effect on the productive formations leads to a decrease in the water cut of the produced products and an increase in oil recovery (the Reference Guide for Designing the Development and Operation of Oil Fields. Oil Production. M., Nedra, 1985, p. 455). However, the intensity of the elastic waves excited by the work of the rocking machine and transmitted through the support of the liner to the rock is small for effective wave action on the formation, and this is the main disadvantage of these devices and methods. To achieve a more significant effect of reducing the water content of the produced products, the intensity of the excited waves must be strengthened in some way.
Наиболее близким к предлагаемому является устройство (патент РФ №2124119, 1997), в котором для увеличения интенсивности упругих волн площадь сечения труб хвостовика возрастает по экспоненциальному закону при приближении к забою скважины. Практически рост площади сечения хвостовика обеспечивается его ступенчатой компоновкой, то есть компоновкой из секций труб различного диаметра с ростом диаметра секций при приближении к забою.Closest to the proposed one is a device (RF patent No. 2124119, 1997), in which, to increase the intensity of elastic waves, the cross-sectional area of the liner pipes increases exponentially when approaching the bottom of the well. In practice, the increase in the cross-sectional area of the shank is ensured by its stepwise layout, that is, the layout of sections of pipes of various diameters with an increase in the diameter of the sections when approaching the bottom.
Недостатком этого устройства является то, что при низкочастотных упругих колебаниях, когда длина возбуждаемых волн значительно превышает характерные размеры хвостовика (в данном случае длину составляющих его секций труб), передача упругих напряжений через такой хвостовик происходит в квазистационарном режиме, то есть практически без их усиления. Действительно, продолжительность фазы динамического нагружения (разгрузки) НКТ при работе станка-качалки измеряется величинами порядка 0.5 сек и при скорости звука в металле ~5100 м/с характерная длина возбуждаемой упругой волны будет равна примерно 2500-3000 м, что почти на порядок превышает реальные размеры хвостовиков. Это означает, что в действительности эффект динамического усиления упругих импульсов при их прохождении через хвостовик с нарастающим по экспоненте сечением практически не будет проявляться и, по существу, такой хвостовик будет передавать нагрузку на забой в квазистационарном режиме, то есть аналогично однородному по длине хвостовику.The disadvantage of this device is that with low-frequency elastic vibrations, when the length of the excited waves significantly exceeds the characteristic dimensions of the liner (in this case, the length of the pipe sections that make it up), the transmission of elastic stresses through such a liner occurs in a quasi-stationary mode, i.e., practically without their amplification. Indeed, the duration of the dynamic loading (unloading) phase of the tubing during the operation of the pumping unit is measured on the order of 0.5 sec and, at a speed of sound in the metal of ~ 5100 m / s, the characteristic length of the excited elastic wave will be approximately 2500-3000 m, which is almost an order of magnitude higher than the real shank sizes. This means that in reality the effect of dynamic amplification of elastic impulses when they pass through a shank with an exponentially increasing cross section will practically not occur and, in essence, such a shank will transfer the load to the bottom in a quasi-stationary mode, i.e., similar to a shank that is uniform in length.
Недостатком этого устройства является также то, что наличие труб большого диаметра в нижней части хвостовика повышает опасность прихвата такой компоновки при выносе песка при эксплуатации скважины.The disadvantage of this device is that the presence of large diameter pipes in the lower part of the liner increases the risk of sticking to such an arrangement during sand removal during well operation.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение интенсивности упругих импульсов и повышение эффективности процесса их передачи в продуктивный пласт.The technical problem solved by the invention is to increase the intensity of elastic pulses and increase the efficiency of the process of their transmission to the reservoir.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи продуктивных пластов.The technical result that can be obtained by implementing the method is to reduce the water content of the produced products and increase the oil recovery of the productive formations.
Решение поставленной задачи достигается использованием хвостовиков с компоновкой, отличающейся тем, что в верхней части хвостовика, под фильтром, устанавливается утяжеленный элемент (сплошной металлический цилиндр или секция утяжеленных труб). Параметры утяжеленного элемента и место его установки выбираются исходя из условия, согласно которому в периоде качаний станка-качалки должно укладываться нечетное число периодов колебаний колонны труб с утяжеленным элементом на собственной частоте.The solution to this problem is achieved by using shanks with an arrangement characterized in that in the upper part of the shank, under the filter, a weighted element is installed (a solid metal cylinder or a section of weighted pipes). The parameters of the weighted element and its installation location are selected on the basis of the condition that an odd number of oscillation periods of the pipe string with the weighted element at the natural frequency should be stacked during the rocking period of the rocking machine.
При этом длина утяжеленного элемента lm не должна превышать 0.1·L, где L - глубина скважины (длина всей компоновки НКТ от устья до забоя), а место установки этого элемента должно находиться в верхней половине хвостовика.The length of the weighted element l m should not exceed 0.1 · L, where L is the depth of the well (the length of the entire tubing arrangement from the mouth to the bottom), and the installation location of this element should be in the upper half of the liner.
Длина хвостовика в оптимальном варианте должна быть равна половине длины ствола скважины L или, если технологические условия не позволяют спустить насос до середины ствола, длина хвостовика должна быть максимально близкой к этой величине.The length of the shank in the best case should be equal to half the length of the wellbore L or, if the technological conditions do not allow to lower the pump to the middle of the well, the length of the shank should be as close as possible to this value.
Численный анализ процесса формирования упругих волн в компоновке НКТ с хвостовиком с опорой на забой, инициируемого работой станка-качалки, показал, что экспоненциальный закон нарастания площади его сечения слабо, в пределах нескольких процентов, усиливает нагрузку на забой в сравнении с однородной компоновкой хвостовика. Как отмечалось выше, это обусловлено большой длиной возбуждаемой волны в сравнении с характерными размерами реально используемых хвостовиков и практически квазистационарным характером их нагружения. Вместе с тем, численные и аналитические исследования особенностей развития упругих колебаний в компоновке НКТ позволили установить, что включение в компоновку хвостовика компактного утяжеленного элемента приводит к эффекту снижения собственной частоты колебаний колонны НКТ, что создает дополнительные возможности управления процессом развития упругих колебаний в колонне. Возможность согласования периода упругих колебаний в колонне НКТ с периодом процесса нагрузки - разгрузки колонны, обусловленного работой станка-качалки, создает условия резонансного усиления амплитуды упругих волн и, соответственно, увеличения интенсивности волнового воздействия на пласт. Согласование периодов означает выполнение условия, в соответствии с которым в периоде качаний станка-качалки в оптимальном варианте должно укладываться целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны НКТ с утяжеленным элементом. Этот вариант согласования будет являться оптимальным, поскольку в периоде качаний станка-качалки присутствует как фаза нагружения колонны, так и практически ей симметричная фаза разгрузки. Поэтому при условии, что в полупериоде колебаний станка-качалки укладывается целое число периодов колебаний колонны плюс половина периода, будет происходить одновременное резонансное согласование как фаз нагружения, так и фаз разгрузки колонны с соответствующими фазами колебаний колонны на собственной частоте.A numerical analysis of the process of elastic wave formation in a tubing with a liner supported by a face initiated by the work of a rocking machine showed that the exponential law of increase in its cross-sectional area weakly, within a few percent, increases the load on the face in comparison with a homogeneous liner layout. As noted above, this is due to the large length of the excited wave in comparison with the characteristic dimensions of the actual shanks used and the almost quasistationary nature of their loading. At the same time, numerical and analytical studies of the features of the development of elastic vibrations in the tubing arrangement made it possible to establish that the inclusion of a compact weighted element in the liner layout leads to the effect of reducing the natural frequency of the tubing string vibrations, which creates additional possibilities for controlling the development of elastic vibrations in the string. The possibility of matching the period of elastic vibrations in the tubing string with the period of the loading process — unloading the string due to the operation of the rocking machine creates the conditions for resonant amplification of the amplitude of elastic waves and, accordingly, an increase in the intensity of wave action on the formation. Coordination of periods means the fulfillment of the condition that, in the period of rocking of a rocking machine, it is optimal to fit an integer odd number of periods of natural vibrations of the tubing string with a weighted element. This matching option will be optimal, since both the loading phase of the column and the practically symmetric unloading phase are present in the rocking period of the pumping machine. Therefore, provided that an integer number of column oscillation periods plus a half period is stacked in the oscillation half-cycle of the pumping machine, there will be simultaneous resonant matching of both the loading phases and the unloading phases of the column with the corresponding phases of the column oscillations at the natural frequency.
Для иллюстрации установленного эффекта изменения собственной частоты колонны от включения в компоновку компактного тяжелого элемента на фиг.1 приведены характерные результаты численного расчета (в безразмерных переменных) зависимости нагрузки на забой от времени при однородной компоновке (кривая 1) и компоновке колонны НКТ с утяжеленным элементом в ее средней части (кривая 2). При проведении данных расчетов принималось, что в покоящейся до начального момента времени t=0 упругой колонне длиной 1500 м в ее средней точке прикладывается нагрузка F по закону F=(t/2500)2 при t<2500 и F=1 при t>2500 (1 секунде физического времени в данных расчетах соответствует примерно 5000 единиц безразмерного времени). Отметим, что хотя такая постановка задачи отражает развитие волнового процесса от действия единичного импульса нагрузки колонны, что не вполне соответствует реальному установившемуся процессу нагрузки-разгрузки колонны НКТ при работе станка-качалки, но, тем не менее, эти расчеты позволяют проиллюстрировать эффект зависимости собственной частоты развивающихся в колонне колебаний от наличия в ее компоновке компактного утяжеленного элемента.To illustrate the established effect of changing the natural frequency of the column from inclusion in the layout of a compact heavy element, Fig. 1 shows the characteristic results of numerical calculation (in dimensionless variables) of the dependence of the bottom load on time with a uniform arrangement (curve 1) and layout of the tubing string with a weighted element in its middle part (curve 2). When carrying out these calculations, it was assumed that in an elastic column at a length of 1500 m resting at the initial moment of time t = 0, a load F is applied at its midpoint according to the law F = (t / 2500) 2 for t <2500 and F = 1 for t> 2500 (1 second of physical time in these calculations corresponds to approximately 5000 units of dimensionless time). Note that although this formulation of the problem reflects the development of the wave process from the action of a single impulse of the column load, which does not completely correspond to the real established process of loading and unloading the tubing string during the operation of the pumping unit, nevertheless, these calculations allow us to illustrate the effect of the dependence of the natural frequency developing vibrations in the column from the presence in its layout of a compact weighted element.
Как следует из представленных результатов, зависимость нагрузки на забой от времени для однородной компоновки НКТ со стандартным диаметром труб 73 мм достаточно быстро выходит на периодический режим, период которого определяется временем пробега упругой волны от забоя до устья и обратно (кривая 1). Включение в компоновку колонны под насосом сплошного стального цилиндра диаметром 8 см и длиной 20 м (кривая 2), приводит, как видно из фиг.2, к заметному увеличению периода собственных колебаний компоновки, а также к некоторому увеличению амплитуды этих колебаний.As follows from the presented results, the dependence of the bottom load on the time for a homogeneous tubing arrangement with a standard pipe diameter of 73 mm quickly enters the periodic mode, the period of which is determined by the travel time of the elastic wave from the bottom to the mouth and vice versa (curve 1). The inclusion in the layout of the column under the pump a solid steel cylinder with a diameter of 8 cm and a length of 20 m (curve 2), as can be seen from figure 2, leads to a noticeable increase in the period of natural vibrations of the layout, as well as to some increase in the amplitude of these vibrations.
Аналитические исследования также подтвердили эффект уменьшения собственной частоты колебаний колонны от включения компактного утяжеленного элемента в ее компоновку. Период Т колебаний колонны с компактным утяжеленным элементом может быть выражен формулой видаAnalytical studies have also confirmed the effect of reducing the natural frequency of oscillations of the column from the inclusion of a compact weighted element in its layout. The period T of the oscillations of the column with a compact weighted element can be expressed by the formula
Т=Т0·(1+ε), ε>0,T = T 0 · (1 + ε), ε> 0,
где Т0 - период колебаний однородной колонны, ε - некоторый корректирующий параметр, величина которого зависит от длины всей колонны L, длины утяжеленного элемента lm, отношения удельных масс колонны труб и утяжеленного элемента, места установки этого элемента в колонне. Числовое значение параметра ε определяется из решения, численного или аналитического, задачи нахождения собственных частот колебаний упругого стержня с массивным компактным включением.where T 0 is the period of oscillation of a homogeneous column, ε is a certain correction parameter, the value of which depends on the length of the entire column L, the length of the weighted element l m , the ratio of the specific masses of the pipe string and the weighted element, and the installation location of this element in the column. The numerical value of the parameter ε is determined from the solution, numerically or analytically, of finding the eigenfrequencies of the vibrations of an elastic rod with a massive compact inclusion.
Компактность утяжеленного элемента означает выполнение условия lm/L<<1, означающего, что его длина должна быть малой в сравнении с длиной всей компоновки. Численный анализ показал, что условия lm/L<0.1 практически достаточно для того, чтобы сохранялся описываемый эффект снижения собственной частоты колебаний колонны.The compactness of the weighted element means the fulfillment of the condition l m / L << 1, which means that its length should be small in comparison with the length of the entire layout. A numerical analysis showed that the condition l m /L<0.1 is practically sufficient to maintain the described effect of reducing the natural frequency of oscillations of the column.
Проведенный анализ показал, что величина ε уменьшается до нуля при смещении места установки утяжеленного элемента в нижнюю часть хвостовика. Численными исследованиями установлено, что условием достижения практически значимого эффекта является условие размещения этого элемента в верхней половине хвостовика, то есть верхний конец утяжеленного элемента должен быть расположен выше середины хвостовика. Отметим, что при выполнении этого условия трубы в нижней части хвостовика будут иметь стандартный, а не увеличенный диаметр, что важно для предотвращения образования прихватов хвостовика в процессе эксплуатации скважины.The analysis showed that the value of ε decreases to zero when the position of the weighted element is shifted to the lower part of the shank. Numerical studies have established that the condition for achieving a practically significant effect is the condition for placing this element in the upper half of the shank, that is, the upper end of the weighted element should be located above the middle of the shank. Note that when this condition is met, the pipes in the lower part of the liner will have a standard rather than an increased diameter, which is important to prevent the formation of linings in the well during operation.
Численный анализ показал, что глубина спуска насоса, как источника упругих колебаний в колонне, также влияет на картину развивающихся колебаний. Это влияние проявляется, главным образом, через амплитуду колебаний кривой, представляющей зависимость нагрузки на забой от времени. Приближение насоса к забою, то есть уменьшение длины хвостовика, или, напротив, установка насоса вблизи устья скважины (предельное увеличение длины хвостовика), приближает к нулю амплитуду возбуждаемых колебаний. Оптимальным уровнем спуска насоса с рассматриваемых позиций является середина ствола скважины, когда достигает максимума амплитуда колебаний, то есть достигается максимум динамического воздействия на забой. В реальности низкий динамический уровень жидкости в скважине может не позволить установить насос в середине ствола и в этом случае насос должен быть установлен на минимальном технологически возможном расстоянии от середины ствола скважины, то есть длина хвостовика должна быть максимально близкой к половине длины ствола скважины.A numerical analysis showed that the depth of the descent of the pump, as a source of elastic vibrations in the column, also affects the pattern of developing vibrations. This effect is manifested mainly through the amplitude of the oscillations of the curve, which represents the dependence of the load on the face from time to time. The approach of the pump to the bottom, that is, a decrease in the length of the liner, or, conversely, the installation of the pump near the wellhead (a limiting increase in the length of the liner), brings the amplitude of the excited vibrations closer to zero. The optimal level of pump descent from the considered positions is the middle of the wellbore, when the amplitude of oscillations reaches its maximum, that is, the maximum dynamic impact on the bottom is reached. In reality, a low dynamic level of fluid in the well may not allow the pump to be installed in the middle of the wellbore, and in this case the pump should be installed at the minimum technologically possible distance from the middle of the wellbore, i.e. the length of the liner should be as close as possible to half the length of the wellbore.
На основании вышеизложенного можно заключить, что устройством, позволяющим повысить эффективность волнового воздействия на продуктивные пласты, является устройство, включающее глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб с фильтром и хвостовиком с опорой на забой, отличающееся тем, что в верхней половине хвостовика устанавливается утяжеленный элемент (сплошной металлический цилиндр или секция труб увеличенного диаметра).Based on the foregoing, it can be concluded that a device that allows to increase the efficiency of wave action on productive formations is a device including a deep-well rod pump, a tubing string with a filter and a liner supported by a bottom, characterized in that a heavier one is installed in the upper half of the liner element (solid metal cylinder or section of pipes of increased diameter).
При этом длина утяжеленного элемента должна удовлетворять условиюThe length of the weighted element must satisfy the condition
lm/L<0.1,l m /L<0.1,
где lm - длина утяжеленного элемента, м;where l m is the length of the weighted element, m;
L - глубина скважины (расстояние от устья до забоя), м.L - well depth (distance from the mouth to the bottom), m
Параметры утяжеленного элемента определяются расчетным путем, исходя из условия, согласно которому в периоде качаний станка-качалки должно укладываться целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны труб с утяжеленным элементом.The parameters of the weighted element are determined by calculation, based on the condition according to which, in the period of rocking of the rocking machine, an integer odd number of periods of natural vibrations of the pipe string with the weighted element should be stacked.
Длина хвостовика должна равняться половине длины ствола скважины.The length of the liner should be equal to half the length of the wellbore.
Предлагаемое устройство рассчитывается и устанавливается в скважине следующим образом.The proposed device is calculated and installed in the well as follows.
Пусть глубина скважины равна 1200 м и динамический уровень жидкости в стволе позволяет спустить штанговый насос на глубину 750 м, то есть до середины ствола скважины. Используются стандартные насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с толщиной стенки 5.5 мм. (С учетом поправки на муфтовые соединения эффективная площадь сечения труб должна быть увеличена в 1.0289 раза). Пусть число качаний станка-качалки может быть выбрано из ряда целых значений 5-15 качаний в минуту. В качестве утяжеленного элемента допускается использовать сплошные стальные цилиндры диаметрами 10 или 8 см.Let the borehole depth be equal to 1200 m and the dynamic fluid level in the borehole to lower the sucker rod pump to a depth of 750 m, that is, to the middle of the borehole. Standard tubing pipes with a diameter of 73 mm and a wall thickness of 5.5 mm are used. (Taking into account the correction for coupling joints, the effective cross-sectional area of pipes should be increased by 1.0289 times). Let the number of swings of the rocking machine can be selected from a number of integer values of 5-15 swings per minute. Solid steel cylinders with diameters of 10 or 8 cm may be used as a weighted element.
При скорости звука в стальных трубах, равной 5100 м/с, период собственных колебаний Т0 однородной колонны труб при указанных параметрах составит величину Т0=2400/5100=0.47059 с. Из представленного выше ряда возможных значений числа колебаний станка-качалки наиболее подходящим значением является 11 качаний в минуту. Действительно, соответствующий период составит величину, равную 60/11=5.4545 с и в этом периоде практически укладывается целое нечетное число периодов собственных колебаний колонны Т0: Т0·11=5.17647 с. Для точного согласования периодов необходимо увеличить период Т0 до величины, равной 0.49586 с, то есть величина ε в вышеприведенной формуле должна быть равной 0.051.When the speed of sound in steel pipes is 5100 m / s, the period of natural oscillations T 0 of a homogeneous pipe string with the indicated parameters will be T 0 = 2400/5100 = 0.47059 s. Of the above series of possible values of the number of oscillations of the rocking machine, the most suitable value is 11 swings per minute. Indeed, the corresponding period will amount to 60/11 = 5.4545 s, and in this period an integer odd number of periods of natural oscillations of the column T 0 : T 0 · 11 = 5.17647 s. For exact coordination of periods, it is necessary to increase the period T 0 to a value equal to 0.49586 s, that is, the value of ε in the above formula should be equal to 0.051.
Решение задачи нахождения собственных частот колебаний упругой колонны с закрепленными концами с массивным включением в середине колонны при приведенных выше параметрах этой колонны приводит к следующим результатам. При использовании стального цилиндра диаметром 10 см необходимое значение параметра ε будет достигаться при длине цилиндра равной 11.0 м, при использовании цилиндра диаметром 8 см его длина должна быть равной 19.2 м.The solution to the problem of finding the natural vibration frequencies of an elastic column with fixed ends with a massive inclusion in the middle of the column with the above parameters of this column leads to the following results. When using a steel cylinder with a diameter of 10 cm, the required value of the parameter ε will be achieved with a cylinder length of 11.0 m, when using a cylinder with a diameter of 8 cm, its length should be equal to 19.2 m.
В скважину до середины ее глубины спускается глубинный штанговый насос с фильтром и хвостовиком, опирающимся на забой. В верхней части хвостовика установлен сплошной металлический цилиндр с вышеуказанными параметрами. Далее скважина запускается в эксплуатацию по стандартной программе.A deep-well sucker-rod pump with a filter and a liner resting on the bottom goes down to the middle of its depth. A solid metal cylinder with the above parameters is installed in the upper part of the shank. Then the well is put into operation according to the standard program.
Для повышения прочности забоя и улучшения его свойств, необходимых для эффективной передачи упругих импульсов в породу, целесообразно сформировать искусственный забой скважины с цементированием отрезка стальной толстостенной трубы. Интенсивность напряжений, развивающихся на поверхности контакта этой трубы с цементным камнем, убывает по мере удаления от верхней части трубы, поэтому рационально цементировать отрезок трубы относительно небольших размеров. Расчеты показали, что для условий, характерных для реальных скважин, будет достаточной длина зацементированного отрезка трубы, находящаяся в пределах 2-3 метров.To increase the strength of the bottom and improve its properties necessary for the efficient transfer of elastic impulses to the rock, it is advisable to form an artificial bottom of the well with cementing a section of a thick-walled steel pipe. The intensity of stresses developing on the contact surface of this pipe with a cement stone decreases with distance from the upper part of the pipe, therefore it is rational to cement a pipe segment of relatively small dimensions. The calculations showed that for the conditions characteristic of real wells, a length of cemented pipe segment within 2-3 meters will be sufficient.
Схема размещения в скважине НКТ с хвостовиком и утяжеленным элементом в его верней части показана на фиг.2. Здесь цифрами обозначены: 1 - устье скважины, 2 - колонна насосных штанг, 3 - НКТ, 4 - насос, 5 - фильтр, 6 - утяжеленный элемент, 7 - обсадные трубы, 8 - зона продуктивного пласта и интервала перфорации, 9 - зацементированный отрезок трубы; L - длина всей компоновки НКТ от устья до забоя, lm - длина утяжеленного элемента хвостовика.The layout of the tubing with a liner and a weighted element in its upper part is shown in FIG. 2. Here the numbers indicate: 1 - wellhead, 2 - string of pump rods, 3 - tubing, 4 - pump, 5 - filter, 6 - weighted element, 7 - casing, 8 - zone of the reservoir and perforation interval, 9 - cemented section pipes; L is the length of the entire tubing layout from the mouth to the bottom, l m is the length of the weighted element of the shank.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007101005/03A RU2337238C1 (en) | 2007-01-15 | 2007-01-15 | Device for wave action on productive stratum |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007101005/03A RU2337238C1 (en) | 2007-01-15 | 2007-01-15 | Device for wave action on productive stratum |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007101005A RU2007101005A (en) | 2008-07-20 |
| RU2337238C1 true RU2337238C1 (en) | 2008-10-27 |
Family
ID=40042067
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007101005/03A RU2337238C1 (en) | 2007-01-15 | 2007-01-15 | Device for wave action on productive stratum |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2337238C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456438C2 (en) * | 2010-07-21 | 2012-07-20 | Эдуард Афанасьевич Буторин | Method for increasing amplitude of wave action on productive formations |
| RU2607563C2 (en) * | 2015-01-23 | 2017-01-10 | Валентин Викторович Шестернин | Method of intensification of hydrocarbons production using horizontal wells |
-
2007
- 2007-01-15 RU RU2007101005/03A patent/RU2337238C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456438C2 (en) * | 2010-07-21 | 2012-07-20 | Эдуард Афанасьевич Буторин | Method for increasing amplitude of wave action on productive formations |
| RU2607563C2 (en) * | 2015-01-23 | 2017-01-10 | Валентин Викторович Шестернин | Method of intensification of hydrocarbons production using horizontal wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007101005A (en) | 2008-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101057058B (en) | Electroacoustic method and device for stimulation of mass transfer process for enhanced well recovery | |
| US10690131B2 (en) | Method and system for minimizing vibration in a multi-pump arrangement | |
| US20090159282A1 (en) | Methods for Introducing Pulsing to Cementing Operations | |
| WO2011145979A1 (en) | Method for treating a productive formation and borehole equipment for the implementation of same | |
| US6467542B1 (en) | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations | |
| RU2291948C1 (en) | Method for cementing oil and gas wells and device for realization of said method | |
| RU2337238C1 (en) | Device for wave action on productive stratum | |
| RU2000108860A (en) | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM ZONE | |
| US3016095A (en) | Sonic apparatus for fracturing petroleum bearing formation | |
| Chengzhi et al. | Predicting the permeability of the near-bottomhole zone during wave impact | |
| RU2377398C1 (en) | Method of hydrocarbone field development | |
| RU2307230C1 (en) | Method for fluid oscillation exciting in well bottom zone | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation | |
| WO2018111231A1 (en) | Enhancing subterranean formation stimulation and production using target downhole wave shapes | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2406816C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2351750C1 (en) | Facility for operation of well | |
| RU2581592C2 (en) | Method of destruction of asphaltic and paraffin deposits in wells fitted with rod deep well pumps and oil production well | |
| RU2502865C2 (en) | Method and device for development of oil and gas-oil deposits | |
| RU2285788C2 (en) | Oil production method with force application to reservoir and downhole equipment for above method realization | |
| RU2353760C1 (en) | Method of increasing oil withdrawal and facility for implementation of this method | |
| RU2296207C1 (en) | Method to excite oscillations in well liquid | |
| RU2808077C1 (en) | Method for preventing formation of asphalt, resin and paraffin deposits | |
| RU2447278C2 (en) | Method of hydraulic fracturing of bed | |
| RU2261984C1 (en) | Well operation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100116 |