RU2713287C1

RU2713287C1 - Operating method of production well

Info

Publication number: RU2713287C1
Application number: RU2019105724A
Authority: RU
Inventors: Ильнур Расольевич Гафиуллин; Руслан Александрович Карымов; Юрий Геннадьевич Пакшин
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2019-02-28
Filing date: 2019-02-28
Publication date: 2020-02-04

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in operation of oil producing well. Proposed method comprises lowering and tight fit in packer above productive formation of packer with branch pipe made with possibility of tight interaction with nipple lowered from wellhead. Descending into the well at rod of sucker-rod pumping unit – SRPU with lock on cylinder until tight interaction with locking support. Product extraction. Before lowering, the packer branch pipe is equipped with a lock support and a guiding cone from above. Nipple is equipped with a lock for a lock support. At the same time the SRPU is lowered into the production string after technological exposure of the working agent in the bed and recovery of the tubing. SRPU is used in form of plug-in sucker-rod pumping unit with cylinder of preset diameter arranged on branch pipe connected to casing string and providing expansion of functional capabilities.

EFFECT: technical result is higher efficiency of method due to its simplification.

1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of an oil well.

Известно устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью (патент RU № 2395677, МПК E21B 43/24, опубл. 27.07.2010 в Бюл. № 21), включающее устьевую обвязку скважины, колонну труб с пакером, установленным над продуктивным пластом, и установленным внизу тарельчатым клапаном, дополнительную колонну труб с центраторами и боковыми каналами внизу, концентрично вставленную в колонну труб с герметизацией в нижней части выше каналов и с возможностью взаимодействия с тарельчатым клапаном, при этом выше герметизации в дополнительной колонне труб выполнено кольцевое сужение под вставной плунжерный насос, имеющий возможность спуска на насосных штангах в дополнительную колонну и герметичной установки в кольцевом сужении после прекращения закачки теплоносителя, при этом дополнительная колонна труб оборудована клапанным узлом, выполненным с возможностью перекрытия боковых каналов дополнительной колонны труб и их открытия при взаимодействии с тарельчатым клапаном.A device for thermal exposure of a formation with heavy and bituminous oil is known (patent RU No. 2395677, IPC E21B 43/24, published on July 27, 2010 in Bull. No. 21), including wellhead piping, a pipe string with a packer installed above the reservoir , and a poppet valve installed at the bottom, an additional pipe string with centralizers and side channels at the bottom, concentrically inserted into the pipe string with sealing in the lower part above the channels and with the possibility of interaction with a poppet valve, while above sealing in additional In the pipe string, an annular restriction was made under the plug-in plunger pump, having the possibility of descent on the sucker rods into an additional column and of an airtight installation in the ring restriction after the coolant was stopped pumping, while the additional pipe string was equipped with a valve assembly configured to overlap the side channels of the additional pipe string and their openings when interacting with a poppet valve.

Этим устройством реализуется способ эксплуатации добывающей скважины, включающий спуск эксплуатационную колонну скважины колонны труб в компоновке с цилиндром, пакером и тарельчатым клапаном снизу, посадку пакера, спуск в колонну труб дополнительной колонны труб с центраторами до упора нижнего заглушенного торца полого плунжера на тарельчатый клапан, при этом полый плунжер располагают во внутренней полости цилиндра с герметизацией за счет уплотнительных колец полого плунжера, при этом нижний торец клапанного узла, находящийся на нижнем конце полого плунжера дополнительной колонны труб, взаимодействует с тарельчатым клапаном и открывает тарельчатый клапан, отверстия клапанного узла совмещаются с боковыми отверстиями дополнительной колонны труб и подпакерное пространство скважины сообщается с пространством внутри дополнительной колонны труб, закачивают с устья скважины разогретый теплоноситель по дополнительной колонне труб, после закачки теплоносителя расчетного объема устанавливают плунжер вставного плунжерного насоса в кольцевое сужение, выполненное в дополнительной колонне труб, и запускают в работу привод посредством насосных штанг, соединенных с вставным плунжерным насосом, и производят отбор разогретой тяжелой и битуминозной нефти по дополнительной колонне труб из продуктивного пласта скважины, через определенный промежуток времени отключают привод вставного плунжерного насоса и приподнимают плунжер вставного плунжерного насоса посредством насосных штанг из кольцевого сужения дополнительной колонны труб, опять закачивают расчетный объеме теплоносителя и циклы отбора и закачки повторяют.This device implements a method of operating a production well, including lowering the production casing of the pipe string in the arrangement with the cylinder, packer and poppet valve from below, landing the packer, lowering the additional pipe string with centralizers into the pipe string to the stop of the lower plugged end of the hollow plunger on the poppet valve, this hollow plunger is located in the inner cavity of the cylinder with sealing due to the sealing rings of the hollow plunger, with the lower end of the valve assembly located at at the end of the hollow plunger of the additional pipe string, interacts with the poppet valve and opens the poppet valve, the valve assembly holes are aligned with the side holes of the additional pipe string and the under-packer space of the well communicates with the space inside the additional pipe string, the heated coolant is pumped from the wellhead through the additional pipe string, after pumping the coolant of the calculated volume, the plunger of the plug-in plunger pump is installed in an annular narrowing made in an additional pipe string, and the drive is put into operation by means of sucker rods connected to the plug-in plunger pump, and preheated heavy and bituminous oil is selected from the additional pipe string from the productive formation of the well, after a certain period of time the drive of the plug-in plunger pump is turned off and the plug of the plug-in plunger is lifted pump through sucker rods from the annular narrowing of an additional pipe string, again the calculated volume of coolant and the selection and injection cycles are pumped Ki repeat.

Недостатками данного способа являются сложность и дороговизна реализации способа из-за необходимости применения специального сложного и дорогостоящего оборудования и при выходе из строя цилиндра насоса и/или тарельчатого клапана необходимо извлечение всей компоновки со срывом пакера из скважины, что приводит к большим непродуктивным затратам времени.The disadvantages of this method are the complexity and high cost of implementing the method due to the need to use special complex and expensive equipment, and if the pump cylinder and / or poppet valve fails, it is necessary to remove the entire assembly with the packer out of the well, which leads to a large unproductive time.

Наиболее близким по технической сущности является способ герметизации эксплуатационной колонны нефтью (патент RU № 2670816, МПК E21B 33/10, опубл. 28.11.2018 в Бюл. № 34), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины пакера на посадочном инструменте, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, причем на устье скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон, посадочный инструмент, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера, после чего размещают пакер так, чтобы он располагался в интервале посадки ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны, но выше продуктивного пласта, производят посадку пакера и определяют герметичность посадки пакера закачкой в продуктивный пласт жидкости до его насыщения с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают в эксплуатационную колонну компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, колонну лифтовых труб с замковой опорой вставного штангового глубинного насоса - ШГН, причем лифтовую колонну труб спускают до глубины, не доходя 2 м до корпуса разъединительного устройства, сбрасывают шарик в колонну лифтовых труб и опрессовывают колонну лифтовых труб на 9,0 МПа, затем обратной промывкой подачей жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из колонны лифтовых труб, доспускают колонну лифтовых труб и производят стыковку ниппеля в корпусе разъединительного устройства, с устья скважины спускают в лифтовую колонну труб плунжер ШГН на колонне штанг, производят посадку плунжера ШГН в замковой опоре и запускают ШГН в работу.The closest in technical essence is the method of sealing the production casing with oil (patent RU No. 2670816, IPC E21B 33/10, publ. 11/28/2018 in Bull. No. 34), which includes the descent of the packer into the production casing on the landing tool, the packing of the packer in the production the column below the leakage interval with the subsequent removal of the landing tool, and at the wellhead a layout is assembled from bottom to top: a solid reagent container plugged from below, perforated pipe, packer, disconnecting device, m Khanichesky scraper, template, landing tool, release the assembly on the landing tool into the production string with the production string being templated to a depth of 50 m below the packer landing interval, after which the internal walls of the production string are cleaned with a mechanical scraper 15 meters higher and 15 meters lower the interval of landing the packer, after which the packer is placed so that it is located in the interval of landing below the interval of disruption of the production string, but above the reservoir, produce packer sediment and determine the tightness of the packer by pumping liquid into the reservoir until it is saturated, followed by the removal of the recovery curve of the liquid level in the annulus, then disconnect the disconnecting device and remove the nipple of the disconnecting device, scraper, template and landing tool from the production string, then at the mouth wells are assembled and lowered into the production casing; bottom-up layout: nipple of the disconnecting device, pressure test seat, whether the casing pipes with a lock support of the plug-in sucker-rod sucker-rod pump - ШГН, moreover, the lift pipe string is lowered to a depth of 2 m before the disconnecting device body, the ball is dropped into the pipe lift string and the pipe string is crimped by 9.0 MPa, then backwash with feed liquids are washed into the annulus from the column of elevator pipes, the column of elevator pipes is pulled down and the nipple is docked in the body of the disconnecting device, the SHG plunger is lowered from the wellhead into the pipe string N on the rod string, the SHGN plunger is planted in the castle support and the SHGN is launched.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за работы только с низкодебитными скважинами, так как насос вставляется в лифтовые трубы, что значительно снижает рабочий диаметр цилиндра и плунжера, сложность реализации, так как осуществляется периодический контроль герметичности лифтовых труб опрессовкой, при этом при закачке возможет прорыв рабочего агента в надпакерную полость скважины из-за отсутствия фиксации ниппеля в патрубке пакера. При этом применение лифтовых труб, в которые спускается насос, увеличивает стоимость работ при спуске глубинного насосного оборудования (ГНО).The disadvantages of this method are the narrow scope due to work only with low-production wells, since the pump is inserted into the lift pipes, which significantly reduces the working diameter of the cylinder and plunger, the difficulty of implementation, since the tightness of the lift pipes is periodically checked by pressure testing, while pumping a breakthrough of the working agent in the over-packer cavity of the well is possible due to the lack of fixation of the nipple in the packer nozzle. At the same time, the use of lift pipes into which the pump descends increases the cost of the work when lowering the deep pumping equipment (GNO).

Технической задачей предлагаемого изобретения являются создание способа эксплуатации добывающей скважины, позволяющего расширить функциональные возможности за счет увеличения диапазона рабочих диаметров цилиндра и поршня вставного насоса, упростить реализацию из-за исключения применения лифтовых труб при добыче и периодической их опрессовки, также позволяет исключить прорыв рабочего агента в надпакерную полость за счет фиксации ниппеля в замковой опоре.The technical task of the invention is to create a method of operating a producing well, which allows to expand the functionality by increasing the range of working diameters of the cylinder and piston of the insert pump, to simplify the implementation due to the exclusion of the use of elevator pipes during production and their periodic crimping, also allows to eliminate the breakthrough of the working agent in nadpakerny cavity due to the fixation of the nipple in the castle support.

Техническая задача решается способом эксплуатации добывающей скважины, включающим спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненный с возможностью герметичного взаимодействия со спускаемым с устья ниппелем, спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой, отбор продукции пласта, излечение ШГН, спуск лифтовых труб, оснащенных ниппелем, до герметичного взаимодействия с патрубком и закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубам, последующий спуск ШГН и отбор продукции пласта.The technical problem is solved by the method of operating the production well, including the descent and tight fit in the production string above the productive reservoir packer with pipe, made with the possibility of tight interaction with the nipple lowered from the mouth, descent into the well on the rods of the sucker rod pump - SHGN with the lock on the cylinder to the tight interactions with the castle support, selection of formation products, treatment of SHGN, descent of elevator pipes equipped with a nipple to tight interaction with the pipe and injection working agent into the reservoir through the elevator pipes, the subsequent descent of the SHGN and the selection of the reservoir products.

Новым является то, что перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху, а ниппель – замком под замковую опору, причем ШГН спускают эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб, а ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанным с обсадной колонной и обеспечивающим расширение функциональных возможностей.The new one is that before the descent, the packer nozzle is equipped with a lock support and a guide cone from above, and the nipple is equipped with a lock under the lock support, and the SHGN is lowered by the production casing after technological exposure of the working agent in the reservoir and cure of the lift pipes, and SHGN is used as an insert rod pump with a cylinder of a given diameter, placed on the nozzle connected to the casing and providing enhanced functionality.

Новым также является то, что в качестве рабочего агента используют кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта или водоизоляционных работ.Also new is the fact that an acid composition is used as a working agent for treating the bottom-hole zone of a formation or waterproofing works.

На фиг. 1 изображена схема добычи продукции пласта.In FIG. 1 shows a diagram of the production of formation.

На фиг. 2 изображена оборудование, остающееся в скважине, после извлечения ШГН.In FIG. 2 depicts the equipment remaining in the well after removing the SHGN.

На фиг. 3 изображена схема для реализации закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубамIn FIG. 3 shows a diagram for the implementation of the injection of the working agent into the reservoir through elevator pipes

Способ эксплуатации добывающей скважины 1 (фиг. 2) включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне скважины 1 выше продуктивного пласта 2 пакера 3 с патрубком 4, оснащенным замковой опорой 5 и направляющим конусом 6 сверху. Осуществляют спуск в скважину 1 (фиг. 1) на штангах 7 ШГН 8 с замком 9 на цилиндре 10 до герметичного взаимодействия замка 9 с замковой опорой 5 с последующим отбором продукции пласта 2. Для проведения дополнительных технологических операций (например, для обработки призабойной зоны пласта 2, водоизоляционных работ или т.п.) в пласте 2 производят излечение на штангах 7 ШГН 8, спуск лифтовых труб 11 (фиг. 3), оснащенных ниппелем 12 и замком 13, до герметичного взаимодействия с патрубком 4 и закачки рабочего агента в пласт по лифтовым трубам 11. Замок 13 в замковой опоре 5 при закачке рабочего агента не позволяет приподниматься лифтовым трубам 11 и выбрасывать рабочий агент в надпакерное пространство. В качестве рабочего агента могут использовать, например, кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта или водоизоляционных работ. После технологической выдержки рабочего агента в пласте 2 извлекают лифтовые трубы 11. Потом осуществляют спуск ШГН 8 (фиг. 1) на штангах 7 для отбора продукции пласта 2. Так как ШГН 8 вставляется только в патрубок 4, то его можно использовать с увеличенным внутренним диаметром цилиндра 10, что позволяет использовать способ для добычи из более продуктивного пласта 2, чем в наиболее близком аналоге. Патрубок 4 (фиг. 2) ниже пакера 3 может оснащаться фильтром 14. Направляющий конус 6 предназначен для упрощения попадания при спуске в скважину 1 в патрубок 4 цилиндра 10 (фиг. 1) ШГН 8 или ниппеля 12 (фиг. 3) лифтовых труб 11.The method of operating the producing well 1 (Fig. 2) includes launching and tight fit in the production casing of the well 1 above the reservoir 2 of the packer 3 with a pipe 4 equipped with a locking support 5 and a guide cone 6 from above. They carry out the descent into the well 1 (Fig. 1) on the rods 7 of the SHGN 8 with the lock 9 on the cylinder 10 until the lock 9 is tightly connected with the lock support 5 with the subsequent selection of the formation 2. For additional technological operations (for example, for processing the bottom-hole formation zone 2, waterproofing works or the like) in the formation 2, cure on the rods 7 of the SHGN 8, lower the elevator pipes 11 (Fig. 3), equipped with a nipple 12 and a lock 13, to tightly interact with the pipe 4 and pump the working agent into the formation by elevator pipes 11. Castle 13 in the deputy oic support 5 in the injection of working agent prevents lifted tubings 11 and throw the working agent in nadpakernoe space. As the working agent can be used, for example, an acid composition for treating the bottom-hole zone of the formation or waterproofing work. After technological exposure of the working agent in the formation 2, lift pipes are removed 11. Then, the SHGN 8 is lowered (Fig. 1) on the rods 7 to select the products of the formation 2. Since the SHGN 8 is inserted only into the pipe 4, it can be used with an increased inner diameter cylinder 10, which allows you to use the method for production from a more productive formation 2 than in the closest analogue. The pipe 4 (Fig. 2) below the packer 3 can be equipped with a filter 14. The guide cone 6 is designed to facilitate the entry of the pipe 11 in the pipe 4 of the cylinder 10 (Fig. 1) of the SHGN 8 or the nipple 12 (Fig. 3) of the lift pipes 11 when descending into the well 1 .

Конструктивные элементы могут быть любыми, в том числе и выполненными по ГОСТ 31835-2012, авторы на это не претендуют. На технологические операции, связанные с закачкой рабочего агента и технологической выдержкой, авторы не претендуют.Structural elements can be any, including those made in accordance with GOST 31835-2012, the authors do not claim this. The authors do not pretend to technological operations associated with the injection of a working agent and technological exposure.

Предлагаемый способ эксплуатации добывающей скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет увеличения диапазона рабочих диаметров цилиндра и поршня вставного насоса, упростить реализацию из-за исключения применения лифтовых труб при добыче и периодической их опрессовки, также позволяет исключить прорыв рабочего агента в надпакерную полость за счет фиксации ниппеля в замковой опоре. Все это в совокупности приводит к экономии средств на реализацию способа.The proposed method of operating a production well allows you to expand the functionality by increasing the range of working diameters of the cylinder and piston of the plug-in pump, to simplify the implementation due to the exclusion of the use of lift pipes during production and periodically crimping them, and also allows to eliminate the breakthrough of the working agent in the over-packer cavity by fixing the nipple in the castle support. All this together leads to cost savings on the implementation of the method.

Claims

1. A method of operating a production well, including a descent and a tight fit in the production string above the productive packer formation with a nozzle configured to tightly interact with the nipple discharged from the mouth, and descent into the well on the rods of a sucker rod pump - SHG with a lock on the cylinder until tight interaction with a lock support, selection of formation products, treatment of SHGN, descent of elevator pipes equipped with a nipple to tight interaction with the nozzle and injection of the working agent into the formation by pipes, the subsequent descent of the SHGN and the selection of formation products, characterized in that before the descent, the packer nozzle is equipped with a lock support and a guide cone from above, and the nipple is equipped with a lock under the lock support, and the SHGN is lowered into the production casing after technological exposure of the working agent in the formation and treatment elevator pipes, while SHGN is used in the form of an plug-in sucker-rod pump with a cylinder of a given diameter, placed on a pipe connected to the casing and providing enhanced functionality th.

2. The method of operating a producing well according to claim 1, characterized in that the acid composition is used as the working agent for treating the bottom-hole formation zone or for waterproofing operations.