RU2559999C2 - Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation - Google Patents
Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559999C2 RU2559999C2 RU2014138045/03A RU2014138045A RU2559999C2 RU 2559999 C2 RU2559999 C2 RU 2559999C2 RU 2014138045/03 A RU2014138045/03 A RU 2014138045/03A RU 2014138045 A RU2014138045 A RU 2014138045A RU 2559999 C2 RU2559999 C2 RU 2559999C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- tubing
- well
- screwed
- downhole equipment
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована при эксплуатации скважин.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to the oil industry, and can be used in the operation of wells.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежного насоса и хвостовика с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины с образованием каналов, в 1,5-2 раза больше каналов в хвостовике (Патент RU №2515646 C1. Способ эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. - МПК: E21B 43/00, F04B 47/00. - 20.05.2014).A well-known method of operating a well, including the descent on a tubing string of an electric centrifugal pump and a liner with a perforated bottom, isolating the fluid flow in the annulus with a packer mounted on the liner, and adjusting the direction of fluid flow to distribute it through the internal cavity of the tubing string and annulus. Before the descent into the well, a check valve is installed at the end of the liner and the tubing string is perforated in the area of the wellhead with the formation of channels, 1.5-2 times more channels in the liner (Patent RU No. 2515646 C1. Method of operating a well equipped with an electric centrifugal pump . - IPC: E21B 43/00, F04B 47/00. - 05/20/2014).
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, электроцентробежного насоса с входным модулем, электродвигателя с гидрозащитой, подачу откачиваемого продукта на устье скважины, последующую промывку внутренних полостей установки насоса от присутствия асфальтенов, парафинов, механических примесей выносимых пород. Эксплуатация скважины осуществляется в непрерывном режиме. Универсальный клапан, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов, предварительно настраивают на определенные для данной скважины параметры давления: Pоткр. - давление открытия клапана для режима промывки, Pизб. - давление нагнетания промывочной жидкости. Универсальный клапан во время нефтедобычи работает как обратный. Подачу откачиваемого продукта на устье скважины осуществляют до момента повышения мощности электродвигателя, после чего электродвигатель останавливают. Агрегатом для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах нагнетают промывочную жидкость, универсальный клапан работает как промывочный. Работа клапанного устройства будет повторяться (Патент RU №2421602 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/00. - 20.06.2011).There is a known method of operating a well, which includes running a string of tubing, an electric centrifugal pump with an input module, an electric motor with hydroprotection, supplying a pumped product to the wellhead, and then washing the internal cavities of the pump installation from the presence of asphaltenes, paraffins, and mechanical impurities of the rocks. The well is operated continuously. The universal valve, which performs the functions of a check valve and a flush valve, is pre-set to the pressure parameters defined for a given well: P open . - valve opening pressure for flushing mode, P g. - discharge pressure of the flushing fluid. The universal valve during oil production works as a check valve. The pumped product is supplied to the wellhead until the electric motor increases, after which the electric motor is stopped. A unit for pumping working fluids during flushing operations in oil and gas wells is pumped with flushing fluid, the universal valve works as a flushing fluid. The operation of the valve device will be repeated (Patent RU No. 2421602 C1. Method of operating the well. - IPC: E21B 43/00. - 06/20/2011).
Наиболее близким аналогом заявляемого технического решения является способ эксплуатации скважины, включающий подъем внутрискважинного оборудования, промывку скважины, шаблонирование ствола, сборку и спуск подземного противопесочного оборудования с клапаном, ввод скважины в эксплуатацию, декольматацию фильтра. В процессе эксплуатации скважины осуществляют температурное воздействие на призабойную зону скважины, призабойную зону пласта и добываемый флюид путем пропускания через пористый карбид кремния напряжения в постоянном или периодическом режиме (Патент RU №2419718 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/24, E21B 43/08. - 02.11.2009). Данное изобретение принято за прототип.The closest analogue of the claimed technical solution is a method of operating a well, including raising the downhole equipment, flushing the well, drilling the stem, assembling and lowering the underground anti-sand equipment with a valve, putting the well into operation, and decolming the filter. During the operation of the well, a temperature effect is applied to the bottom-hole zone of the well, bottom-hole zone of the formation and produced fluid by transmitting voltage through a porous silicon carbide in a continuous or periodic mode (Patent RU No. 2419718 C1. Method of operating a well. - IPC: E21B 43/24, E21B 43/08. - 02/11/2009). This invention is taken as a prototype.
Известно устройство для освоения и эксплуатации скважин, содержащее компоновку, включающую пакер, глубинный насос, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, и, по меньшей мере, одно перепускное устройство, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или дистанционно регулируемым электрическим сигналом, и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой. Перепускное устройство и/или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом (Патент RU №91371 U1. Устройство для освоения и эксплуатации скважин. - МПК: E21B 43/00. - 10.02.2010). Данное устройства принято за прототип.A device for developing and operating wells is known, comprising an arrangement including a packer, a submersible pump lowered into the well on tubing, and at least one bypass device that is configured to control hydraulic pressure or a remotely controlled electrical signal, and / or at least one blind plug fit element. A transfer device and / or a landing element with a blind plug is installed between the packer and the submersible pump (Patent RU No. 91371 U1. Device for the development and operation of wells. - IPC: E21B 43/00. - 02/10/2010). This device is taken as a prototype.
Недостатком известных технических решений является недостаточная надежность эксплуатации нефтедобывающих скважин, в том числе из-за прихвата пакера с колонной насосно-компрессорных труб песчано-гравийным осадком при извлечении внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны скважины.A disadvantage of the known technical solutions is the insufficient reliability of the operation of oil wells, including due to the sticking of the packer with the tubing string with sand and gravel sludge when removing downhole equipment from the production well string.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации скважин и сокращение сроков восстановления скважин.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to increase the reliability of well operation and reduce the time for well restoration.
Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации и сокращение сроков восстановления скважин.The technical result is to increase the reliability of operation and reduce the recovery time of wells.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе освоения и эксплуатации скважин, включающем ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, монтаж внутрискважинного оборудования из герметично свинчиваемых насосно-компрессорными трубами электроцентробежного насоса и пакера и колонны насосно-компрессорных труб и декольматацию, согласно предложенному техническому решениюThe specified technical result is achieved by the fact that, in the well-known method of well development and operation, including putting the well into operation, producing the well product by an electric centrifugal pump and performing repair and restoration operations, carrying out tripping operations, flushing and patterning the well, installing downhole equipment from hermetically screwed pump -compressor pipes of the electric centrifugal pump and packer and tubing string and decolmation, as proposed technical solution
при освоении скважины на ее поверхности осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через детали якорного и разобщающего устройств пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса, и по мере монтажа в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта, запорно-промывочный и сбивной клапаны, герметично свинчиваемые насосно-компрессорными трубами, последней погружное внутрискважинное оборудование свинчивают со стволом пакера, на котором монтируют якорное и разобщающее устройства, а в кабельном вводе пакера герметизируют силовой кабель, сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который, в свою очередь, свинчивают насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом специальной муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб, к концу которой муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, затем, при необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину, затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой;during well development, the downhole equipment is mounted on its surface, before which the end of the power cable is passed through the parts of the anchor and uncoupling devices of the packer and hermetically connected to the variable-speed drive of the electric centrifugal pump, and as they are installed in the production casing, the electric centrifugal pump equipped with a certain speed is lowered input module and sensor block of the telemetric system for monitoring the parameters of the well product, shut-off and flushing and knockdown valves, ger For example, screwed by tubing, the last submersible downhole equipment is screwed to the packer barrel, on which the anchor and uncoupling devices are mounted, and the power cable is sealed in the cable inlet of the packer, the packer is tightly screwed to the second knockdown valve, which, in turn, is screwed up by the pump -compressor pipe with a special coupling of the reference pipe, the other at the other end of a special coupling is screwed with a string of tubing to the end of which a screw coupling they adjust the fitting pipe, and descent continues until the packer reaches the separation interval of the annulus with fixing the packer landing depth leveled by the benchmark and the weight of the downhole equipment with a dynamometer, then, if necessary, replace the fitting pipe due to the length of the outflow from the wellhead, taking into account elongation tubing columns under their own weight, tubing string with downhole equipment is raised to a height equal to the length e installed fitting pipe, which is replaced by a pipe of the appropriate length, and again lowered into the well, then the packer is anchored in the production string and the leak is isolated by tensioning the tubing string to a certain load on the packer using a dynamometer with which the tubing string pipes with a fitting pipe are hermetically connected to the faceplate and fixed on the flange of the production string at the wellhead, after which a gradual increase in the frequency of rotation the joints of the frequency-controlled drive of the electric centrifugal pump, the well is brought into the operating mode of operation under the control of the parameters of the well product by the telemetric system;
при нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности, для чего проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование ее с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер, затем в эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование с установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности и постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой;in case of leakage in the production string, the leakage is isolated from the flow of the well product by installing a packer at a level below the leakage interval, for which the well is flushed, downhole equipment is removed from the latter, the production string is modeled, it is examined with the leakage interval detected and the inner surface interval under the packer is scraped. , then downhole equipment is lowered into the production casing with the packer installed on ur a ram below the interval of leakage and a gradual increase in the frequency of rotation of the variable frequency drive of the electric centrifugal pump, the well is put into operation under the control of the parameters of the well product by the telemetric system;
перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб из скважины извлекают внутрискважинное оборудование;Before raising the downhole equipment from the well, the over-packer annular space is first washed from the sand and gravel sediment, for which the over-pack knock-off valve is destroyed from the wellhead and the flushing fluid is pressurized into the over-pack annular chamber through the cavity of the pump-and-tubing pipe under pressure. a liquid sand-gravel mixture through the wellhead, then with a metal rod they destroy the whipping valve below the packer and through the cavities of both new valves equalize the fluid pressure in the annular spaces above and below the packer, after which downhole equipment is removed from the well for the fitting pipe string of the tubing;
промывку электроцентробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.washing the electric centrifugal pump and decolming the input module from asphaltenes, paraffins and impurities of the by-product rocks is carried out by washing liquid pumped from the wellhead through tubing, the electric centrifugal pump and the input module are washed under pressure with a shut-off and flushing valve and into the bottom hole and the wellbore when the electric centrifugal pump is off.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной компоновке внутрискважинного оборудования, содержащей пакер, погружное внутрискважинное оборудование, включающее герметично свинченные насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос и сбивной клапан с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб с подпакерным межтрубным пространством, и колонну насосно-компрессорных труб, согласно предложенному техническому решениюThe specified technical result is achieved by the fact that in the well-known arrangement of downhole equipment containing a packer, submersible downhole equipment, including hermetically screwed tubing by an electric centrifugal pump and a relief valve with the possibility of communicating the cavity of the tubing with the under-tube annular space, and the tubing string pipes according to the proposed technical solution
погружное внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и соединенный силовым кабелем со станцией управления скважиной, запорно-промывочный и сбивной клапаны, привинчиваемые насосно-компрессорной трубой к стволу пакера с глухим пазом кабельного ввода, в последнем герметично размещен силовой кабель, а над пакером установлен второй сбивной клапан с возможностью сообщения полости колонны насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством, который свинчен насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом свинчен специальной муфтой с колонной насосно-компрессорных труб, на свободном конце которой посредством муфты герметично привинчен подгоночный патрубок, последним осуществляется нагрузка на пакер, с которой колонна насосно-компрессорных труб посредством подгоночного патрубка герметично на резьбе соединена с планшайбой и последней закрепляется на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины;submersible downhole equipment includes an electric centrifugal pump sequentially screwed by tubing, equipped with an input module and connected by a power cable to the well control station, shut-off and flushing and relief valves, screwed by the tubing to the packer barrel with a blind groove in the cable entry, in the latter a power cable, and a second whipping valve is installed above the packer with the possibility of communicating the cavity of the tubing string with the overpacker the annular space, which is screwed up by a tubing with a special reference pipe coupling, the other end is screwed by a special coupling with a tubing string, at the free end of which a fitting pipe is hermetically screwed, the last is the load on the packer with which the tubing string -compressor pipes by means of a fitting pipe hermetically connected to the faceplate on the thread and the latter is fixed on the flange of the production string at the wellhead other;
электроцентробежный насос выполнен с частотно-регулируемым приводом;The electric centrifugal pump is made with a variable frequency drive;
она оснащена телеметрической системой контроля параметров скважинного продукта;it is equipped with a telemetric system for monitoring the parameters of a well product
силовой кабель выполнен плоским с бронезащитным покровом;the power cable is flat with an armor protection cover;
силовой кабель при монтаже герметизируется в кабельном вводе пакера вместе с бронезащитным покровом;the power cable during installation is sealed in the cable entry of the packer along with the armor protection cover;
силовой кабель дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера крышкой с дугообразным профилем.the power cable is additionally sealed in the cable gland of the packer with a cover with an arcuate profile.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа освоения и эксплуатации скважин и компоновки внутрискважинного оборудования для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art carried out by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features that are identical to all the features of the claimed method for developing and operating wells and layout of downhole equipment for its implementation. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototypes of the claimed technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "inventive step".
Заявленные технические решения реализованы на скважинах нефтедобывающей отрасли. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions are implemented in the wells of the oil industry. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "industrial applicability".
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления решают одну и ту же задачу - повышение надежности эксплуатации нефтедобывающей скважины.In the present application for the grant of a patent, the requirement of the unity of the invention is met, since the method of developing and operating wells and the layout of downhole equipment for its implementation solve the same problem - improving the reliability of an oil well.
На фиг. 1 схематично показана компоновка скважинного оборудования для осуществления предложенного способа эксплуатации скважин.In FIG. 1 schematically shows the layout of downhole equipment for implementing the proposed method of operating wells.
Сущность предложенного способа освоения и эксплуатации скважины заключается в следующем.The essence of the proposed method for the development and operation of the well is as follows.
Освоение и эксплуатация скважин включает ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления, оснащенным входным модулем и блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта, нагнетаемого из пласта скважины через входной модуль по насосно-компрессорным трубам, запорно-промывочный и обратный клапаны, полость ствола пакера и колонну насосно-компрессорных труб, оснащенную обратным клапаном выше пакера, реперный и подгоночный патрубки на поверхность скважины, и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования колонной насосно-компрессорных труб, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию входного модуля и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.) телеметрической системой.Well development and operation includes putting a well into operation, producing a well by an electric centrifugal pump with a variable frequency drive, connected by a power cable to a control station, equipped with an input module and a sensor unit for a telemetry system for monitoring parameters of a well product injected from a well formation through an input module through a pump -compressor pipes, shut-off and flushing and check valves, the cavity of the packer barrel and the tubing string equipped with a check valve nom above the packer, reference and fitting pipes to the surface of the well, and carrying out repair and restoration work with carrying out tripping operations of downhole equipment with a tubing string, flushing and patterning the well, decolming the input module and putting the well into operation with a gradual increase in the frequency of rotation - an adjustable drive of an electric centrifugal pump under the control of parameters of a well product (pressure, temperature, humidity, etc.) matic system.
При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне, ниже интервала нарушения герметичности. Для этого сначала проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер. Затем на поверхности скважины осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через детали якорного и разобщающего устройств пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса, и, по мере монтажа, в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта и входным модулем, запорно-промывочный и сбивной клапаны, герметично свинчиваемые насосно-компрессорными трубами, последней погружное внутрискважинное оборудование свинчивают со стволом пакера, на котором на поверхности скважины монтируют якорное и разобщающее устройства. В кабельным вводе пакера герметизируют силовой кабель. Сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который, в свою очередь, свинчивают насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом специальной муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб. К концу колонны насосно-компрессорных труб муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра. При необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину. Затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.In case of leakage in the production string, leakages are isolated from the flow of the well product by installing a packer at a level below the interval of leakage. For this, the well is first flushed, downhole equipment is removed from the latter, production casing is modeled, inspection is performed to identify the leakage interval, and the inner surface interval is scraped under the packer. Then, downhole equipment is mounted on the surface of the well, before which the end of the power cable is passed through the parts of the anchor and uncoupling devices of the packer and hermetically connected to the frequency-controlled drive of the electric centrifugal pump, and, as it is installed, the electric centrifugal pump equipped with a certain speed is lowered a block of sensors of the telemetric system for monitoring the parameters of the borehole product and an input module, shut-off and flushing and knock-off valves, hermetically sealed screwed by tubing, the last submersible downhole equipment is screwed into the packer barrel, on which anchor and uncoupling devices are mounted on the surface of the well. In the cable gland of the packer, the power cable is sealed. From above, the packer is hermetically screwed up with a second knock-off valve, which, in turn, is screwed up by a tubing with a special reference pipe coupling, the latter is screwed to the tubing string at the other end with a special coupling. A fitting pipe is screwed onto the end of the tubing string and the descent is continued until the packer reaches the separation interval of the annulus with fixation of the packer landing depth leveled by the benchmark and the weight of the downhole equipment using a dynamometer. If it is necessary to replace the fitting pipe due to the length of the exit from the wellhead, taking into account the relative elongation of the tubing string under the influence of its own weight, the tubing string with downhole equipment is raised to a height equal to the length of the installed fitting pipe, which is replaced with a pipe of the corresponding length, and again lowered into the well. Then, the packer is anchored in the production string and the leak is isolated by tensioning the tubing string to a certain load on the packer using a dynamometer, with which the tubing string is sealed with a fitting pipe to the faceplate and fixed to the production string flange at the wellhead, after whereby a gradual increase in the frequency of rotation of the variable frequency drive of the electric centrifugal pump, the well is introduced into the operating mode of operation under Ol product parameters downhole telemetry system.
Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера, и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб извлекают из скважины внутрискважинное оборудование.Before raising the downhole equipment from the well, the over-packer annular space is first washed from the sand-gravel sediment, for which the over-packer knock-off valve is destroyed from the wellhead and the washing fluid is pumped through the string of the pump-compressor pipes through the cavity of the knock-down valve into the over-packer annular space and removed a liquid sand-gravel mixture through the wellhead, then with a metal rod they destroy the whipping valve below the packer, and through the cavities of both sb overt valves equalize fluid pressure in the annulus above and below the packer, whereupon for fitting pipe string of tubing is removed from the well downhole equipment.
Промывку центробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.The centrifugal pump is flushed and the input module is decolmated from asphaltenes, paraffins and impurities of the by-product rocks by flushing fluid pumped from the wellhead through tubing, the electric centrifugal pump and the input module are flushed with pressure to the shut-off and flush valve and into the bottom hole and well bore when the electric centrifugal pump is off.
Компоновка внутрискважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважин вышеуказанным способом содержит внутрискважинное оборудование, смонтированное на колонне 1 насосно-компрессорных труб, и оснащена телеметрической системой контроля параметров добываемого скважинного продукта. Внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые на поверхности скважины насосно-компрессорными трубами 2 электроцентробежный насос 3 с частотно-регулируемым электроприводом 4, оснащенный входным модулем 5 и блоком датчиков 6 телеметрической системы, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб 2 с подпакерным межтрубным пространством 9, которым внутрискважинное оборудование присоединяется насосно-компрессорной трубой 2 к стволу 10 пакера 11, выполненному с якорным устройством 12 и кабельным вводом, в последнем герметично размещен силовой кабель 13, соединяющий электропривод 4 центробежного насоса 3 со станцией управления 14 скважиной. Силовой кабель 13 выполнен плоским с бронезащитным покровом и при монтаже в кабельном вводе пакера 11 герметизируется вместе с бронезащитным покровом. Силовой кабель 13 дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера 11 крышкой с дугообразным профилем (не показана). К пакеру 11 привинчивается колонна 1 насосно-компрессорных труб, которая включает второй сбивной клапан 8 с возможностью сообщения полости колонны 1 насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством 15, соединяемый насосно-компрессорной трубой 2 с муфтами 16 реперного патрубка 17. На свободном конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично присоединяется подгоночный патрубок 19, герметично закрепляемый резьбой в планшайбе 20, которым осуществляется нагрузка на пакер 11, герметично устанавливаемой на фланце 21 эксплуатационной колонны 22 скважины.The arrangement of downhole equipment for the development and operation of wells in the aforementioned manner comprises downhole equipment mounted on a tubing string 1 and is equipped with a telemetric system for monitoring the parameters of the produced well product. Downhole equipment includes sequentially screwed on the surface of the
Пример осуществления способа освоения и эксплуатации скважины компоновкой внутрискважинного оборудования.An example of the implementation of the method of development and operation of the well layout of downhole equipment.
Эксплуатация скважин включает добычу скважинного продукта и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации.Well operation includes the production of a well product and the implementation of repair and restoration work with the running operations of downhole equipment, flushing and patterning of the well, decolming and putting the well into operation.
Для добычи скважинного продукта из пласта П скважины в эксплуатационной колонне 22 диаметром 5″ (127 мм) с толщиной стенки 8 мм проводили промывку и шаблонирование шаблоном с диаметром 124 мм и длиной не менее 25 м от устья скважины до места установки электроцентробежного насоса 3 на глубине 2300 м, обследование на предмет выявления негерметичности и скреперование интервала ±20 м на внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м. Затем в эксплуатационную колонну 22 скважины спускали по мере монтажа компоновку внутрискважинного оборудования, состоящую из погружного внутрискважинного оборудования, включающего в себя свинчиваемые насосно-компрессорными трубами длиной 10 м электроцентробежный насос 3 с входным модулем 5 и частотно-регулируемым приводом 4, оснащенный блоком датчиков 6 телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.), силовой кабель 13, соединяющий частотно-регулируемый привод 4 со станцией управления 14, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, свинчиваемые насосно-компрессорными трубами 2 длиной 20 м с пакером 1, а также колонны 1 насосно-компрессорных труб длиной 1200 м, последняя содержит второй сбивной клапан 8, свинчиваемый насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м с реперным патрубком 17 длиной 2 м, ограниченным с обоих концов специальными муфтами 16. На конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично привинчивали подгоночный патрубок 19. Перед монтажом компоновки внутрискважинного оборудования конец силового кабеля 13 длиной 40 м пропускали через детали якорного и разобщающего устройств пакера 11 и герметично соединяли с частотно-регулируемым приводом 4 электроцентробежного насоса 3. Затем, по мере монтажа компоновки внутрискважинного оборудования, их спускали в эксплуатационную колонну 22 с скоростью 0,1 м/с. К концу насосно-компрессорной трубы 2 погружного внутрискважинного оборудования герметично привинтили ствол 10 пакера 11, на котором смонтировали детали пакера 11, и в кабельным вводе загерметизировали силовой кабель 13. Пакер 11 сверху герметично свинтили со вторым сбивным клапаном 8, который свинтили насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м со специальной муфтой 16 реперного патрубка 17, последний другой специальной муфтой 16 свинтили с колонной 1 свинченных муфтами 18 насосно-компрессорных труб, к концу последней посредством муфты 18 привинтили подгоночный патрубок 19, и спуск продолжили до достижения пакером 11 интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера 11, равной 1240 м, нивелируемой репером на реперном патрубке 17, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, установленного на лебедке. Из-за несоответствия длины вылета подгоночного патрубка 19 из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны 1 насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса колонну 1 насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием подняли на высоту, равную длине ранее установленного подгоночного патрубка 19, который заменили на другой патрубок соответствующей длины, и вновь спустили в скважину. Затем якорным устройством 12 пакер 11 соответствующим образом закрепили в эксплуатационной колонне и натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки 6 т на пакер 11, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 на фланце 21 устья скважины. После этого скважину ввели в рабочий режим эксплуатации начиная с минимальной частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса 40 Гц с постепенным линейным увеличением частоты вращения до 47 Гц в течение 2 суток под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.To produce a borehole product from formation P of a well in a
При нарушении герметичности эксплуатационной колонны 22 скважины, негерметичность 23 изолировали от потока скважинного продукта установкой пакера 11 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23. Перед этим проводили промывку скважины, затем на станции управления 14 отключили электропитание электроцентробежного насоса 3 и внутрискважинное оборудование извлекли из скважины. Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промыли надпакерное межтрубное пространство 15 от песчано-гравийного осадка, затем металлическим стержнем диаметром 22 мм и длиной 1,5 м из устья скважины разрушили сбивной клапан 8 выше пакера 11 и по колонне 1 насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана 8 под давлением подавали промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство 15 и удалили жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем этим же металлическим стержнем разрушили сбивной клапан 8 ниже пакера 11, через полости обоих сбивных клапанов 8 выравнивали давление жидкости в межтрубных пространствах 9 и 15 выше и ниже пакера 11, после чего колонной 1 насосно-компрессорных труб из скважины извлекли внутрискважинное оборудование. Затем в эксплуатационной колонне 22 провели шаблонирование, обследование с выявлением интервала негерметичности на глубине 896-897 м от устья скважины и провели скреперование интервала внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м с разбегом ±20 м. После чего осуществили спуск внутрискважинного оборудования и закрепили пакер 11 в эксплуатационной колонне 22 якорным устройством 12 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23, затем натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки в 6 т на пакер 11 изолировали негерметичность от потока скважинного продукта, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 в устье скважины, и скважину ввели в эксплуатацию вышеописанным способом.If the tightness of the
Промывку электроцентробежного насоса 3 и декольматацию входного модуля 5 от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняли промывочной жидкостью, закачиваемой из устья по колонне 1 насосно-компрессорных труб, под давлением на запорно-промывочный клапан 7 промывают электроцентробежный насос 3 и входной модуль 5 с выходом в забой скважины при выключенном электроцентробежном насосе.The washing of the electric
Использование предлагаемого способа освоения и эксплуатации скважин компоновкой внутрискважинного оборудования позволит сократить сроки восстановления скважин и повысить надежность их эксплуатации.Using the proposed method for the development and operation of wells by layout of downhole equipment will reduce the recovery time of wells and increase the reliability of their operation.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014138045/03A RU2559999C2 (en) | 2014-09-19 | 2014-09-19 | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014138045/03A RU2559999C2 (en) | 2014-09-19 | 2014-09-19 | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014138045A RU2014138045A (en) | 2014-12-20 |
| RU2559999C2 true RU2559999C2 (en) | 2015-08-20 |
Family
ID=53278277
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014138045/03A RU2559999C2 (en) | 2014-09-19 | 2014-09-19 | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2559999C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2598948C1 (en) * | 2015-09-30 | 2016-10-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Landing for dual production and injection |
| RU2629290C1 (en) * | 2016-06-23 | 2017-08-28 | ЗАО "Римера" | Method of well operation (versions) and devices for its implementation |
| RU2789494C1 (en) * | 2022-07-07 | 2023-02-03 | Тимур Дилюсович Гарифуллин | Well flushing device |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| US7654315B2 (en) * | 2005-09-30 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components |
| RU2419718C1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-27 | Леонид Александрович Сорокин | Procedure for well operation |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive |
| RU2471065C2 (en) * | 2010-08-05 | 2012-12-27 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Development method of oil wells (versions), and plant for its implementation (versions) |
| RU136502U1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-01-10 | Андрей Анатольевич Вахрушев | ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP INSTALLATION (ESP) FOR PRODUCING PLASTIC FLUID FROM WELLS (OPTIONS) |
-
2014
- 2014-09-19 RU RU2014138045/03A patent/RU2559999C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3568771A (en) * | 1969-04-17 | 1971-03-09 | Borg Warner | Method and apparatus for lifting foaming crude by a variable rpm submersible pump |
| US7654315B2 (en) * | 2005-09-30 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components |
| RU2419718C1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-27 | Леонид Александрович Сорокин | Procedure for well operation |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive |
| RU2471065C2 (en) * | 2010-08-05 | 2012-12-27 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Development method of oil wells (versions), and plant for its implementation (versions) |
| RU136502U1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-01-10 | Андрей Анатольевич Вахрушев | ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP INSTALLATION (ESP) FOR PRODUCING PLASTIC FLUID FROM WELLS (OPTIONS) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2598948C1 (en) * | 2015-09-30 | 2016-10-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Landing for dual production and injection |
| RU2629290C1 (en) * | 2016-06-23 | 2017-08-28 | ЗАО "Римера" | Method of well operation (versions) and devices for its implementation |
| RU2789494C1 (en) * | 2022-07-07 | 2023-02-03 | Тимур Дилюсович Гарифуллин | Well flushing device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014138045A (en) | 2014-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US20100126721A1 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2559999C2 (en) | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2541982C1 (en) | Method for operating injector with multiple packer assembly | |
| RU2538010C2 (en) | Oil-well operation unit | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU2534876C1 (en) | Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
| RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
| RU2540720C1 (en) | Development of oil seam by horizontal well extensions | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| RU2563268C2 (en) | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation | |
| RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
| RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
| US11242733B2 (en) | Method and apparatus for producing well with backup gas lift and an electrical submersible well pump | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
| RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
| RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170306 |