RU2713290C1

RU2713290C1 - Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations

Info

Publication number: RU2713290C1
Application number: RU2019108393A
Authority: RU
Inventors: Камил Рахматуллович Уразаков; Рамиль Назифович Бахтизин; Руслан Валерьевич Усманов; Лидия Петровна Горшунова
Priority date: 2019-03-22
Filing date: 2019-03-22
Publication date: 2020-02-04

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and can be used for simultaneous separate production of oil from two producing formations by one well. Well pump unit includes a flow column, a packer for separation of productive formations, a well sucker-rod pump with a hydraulic nozzle for hermetic separation of liquids of the lower and upper formation, pump rod string, bushing with bypass channel and radial hole, which communicates reception of sucker-rod pump with annular space above packer. Electric centrifugal pump with input module and electric motor. Plant is equipped with a heat exchanger placed above, below and immediately in the interval of the upper productive formation. External housing of heat exchanger represents two-stage pipe. Outer diameter of pipe of each step exceeds diameter of tubing. Pipe of larger diameter is located below perforation interval of upper formation, and pipe of smaller diameter is located directly in interval of productive formation influx and above with formation between it and casing string channel for free passage of liquid from upper formation to reception of sucker-rod pump. Inside the heat exchanger there is a cylindrical insert made of material with low heat conductivity and heat capacity.

EFFECT: increased efficiency of upper reservoir operation by means of well bore zone heating by produced liquid from lower reservoir.

1 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, и может использоваться для одновременно-раздельной добычи нефти из двух продуктивных пластов одной скважиной. Эксплуатация пластов в рамках одной скважины при значительном различии их продуктивных свойств в большинстве случаев ведется с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации установкой, включающей электроцентробежный (ЭЦН) и скважинный штанговый (СШН) насосы. Добыча нефти из низкопродуктивного интервала, как правило верхнего, осуществляется штанговым насосом.The invention relates to the oil and gas industry, and can be used for simultaneous-separate oil production from two reservoirs in one well. The operation of formations within one well with a significant difference in their productive properties in most cases is carried out using technology at the same time-separate operation of the installation, including electric centrifugal (ESP) and borehole sucker (SSH) pumps. Oil production from a low productivity interval, usually the upper one, is carried out by a sucker rod pump.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважины двумя погружными насосами (патент РФ №2488689, Е21В 43/14), содержащая колонну лифтовых труб, втулку с хвостовиком, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для добычи пластового флюида верхнего пласта, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем и электродвигателем для добычи нефти из нижнего пласта.Known borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of the well with two submersible pumps (RF patent No. 2488689, ЕВВ 43/14), containing a string of lift pipes, a sleeve with a shank, a rod submersible pump with a hydraulic nozzle for producing reservoir fluid of the upper reservoir, connected to the drive with a rod placed in the column of elevator pipes, the latter are enclosed in a sleeve with a radial hole communicating with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module and electric trodvigatelem for the extraction of oil from the lower reservoir.

Недостатком данной насосной установки является низкая эффективность эксплуатации верхнего пласта в случае, если его низкая продуктивность обусловлена высокой вязкостью откачиваемой продукции вследствие недостаточной величины естественной пластовой температуры, не обеспечивающей эффективной подвижности нефти.The disadvantage of this pumping unit is the low efficiency of the operation of the upper reservoir if its low productivity is due to the high viscosity of the pumped product due to the insufficient value of the natural reservoir temperature, which does not provide effective oil mobility.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (патент РФ №2569526, Е21В 43/14, 43/08), включающая колонну лифтовых труб, втулку с хвостовиком, штанговый погружной насос с фильтром на приеме, соединенный с приводной полой штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, заключенных в муфте с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом выше пакера, электроприводной погружной насос с входным модулем и электродвигателем, фильтрующий элемент, который устанавливается через муфту к замковой опоре и предотвращает преждевременный чрезмерный износ и заклинивание плунжерной пары из-за попадания механических примесей на прием штангового насоса.A well-known installation for simultaneous and separate operation of wells (RF patent No. 2569526, ЕВВ 43/14, 43/08), including a string of lift pipes, a sleeve with a shank, a sucker rod pump with a filter at the intake, connected to a drive hollow rod located in the column elevator pipes enclosed in a coupling with a radial hole communicating with the channel above the packer, an electric drive submersible pump with an input module and an electric motor, a filter element that is installed through the coupling to the lock support and prevents premature Excessive wear and jamming of the plunger pair due to mechanical impurities entering the sucker rod pump.

Недостатком известной конструкции является возможность засорения и снижения эффективности фильтрующего элемента отложениями парафинов вследствие низкоэффективного термического режима эксплуатации верхнего пласта, при котором температура пластовой жидкости оказывается ниже температуры начала отложения парафина, а также повышенная напряженность работы штангового насоса в условиях откачки высоковязкой продукции верхнего пласта.A disadvantage of the known design is the possibility of clogging and lowering the efficiency of the filter element by paraffin deposits due to the low-efficient thermal regime of operation of the upper formation, at which the temperature of the reservoir fluid is lower than the temperature of the onset of deposition of paraffin, as well as the increased tension of the sucker rod pump when high-viscosity products of the upper formation are pumped out.

Задачей предлагаемого технического решения является увеличение эффективности и надежности технологии одновременно-раздельной эксплуатации установкой штангового и электроцентробежного насосов за счет повышения эффективности эксплуатации верхнего пласта путем повышения его коэффициента продуктивности, а также улучшения условий эксплуатации штангового насосного оборудования. Указанное достигается обеспечением эффективного термического режима эксплуатации верхнего продуктивного пласта путем эффективного прогрева пласта и пластовой жидкости в прискважинной зоне и в межтрубном пространстве скважины до приема штангового насоса.The objective of the proposed technical solution is to increase the efficiency and reliability of technology for simultaneous and separate operation by installing sucker rod and electric centrifugal pumps by increasing the efficiency of the upper formation by increasing its productivity coefficient, as well as improving the operating conditions of the sucker rod pumping equipment. The above is achieved by providing an effective thermal mode of operation of the upper producing formation by efficiently heating the formation and formation fluid in the borehole zone and in the annulus of the well before receiving the sucker rod pump.

Поставленная задача решается тем, что скважина оборудуется насосной установкой, включающей колонну лифтовых труб, пакер для разобщения продуктивных пластов, скважинный штанговый насос с гидравлической насадкой для герметичного разделения жидкостей нижнего и верхнего пластов, соединенный с колонной насосных штанг, втулку с радиальным отверстием, сообщающую прием штангового насоса с межтрубным пространством выше пакера, в которой выполнен обводной канал и электроцентробежный насос с входным модулем и электродвигателем, при этом установка снабжена теплообменником, размещенным выше, ниже и непосредственно в интервале верхнего продуктивного пласта, при этом внешний корпус теплообменника представляет собой двухступенчатую трубу, при этом внешний диаметр труб каждой ступени превышает диаметр лифтовых труб и близок к внутреннему диаметру обсадной колонны, причем труба большего диаметра расположена ниже интервала перфорации верхнего пласта, а труба меньшего диаметра располагается непосредственно в интервале притока продуктивного пласта и выше с образованием между ней и обсадной колонной канала для свободного прохода жидкости из верхнего пласта к приему штангового насоса через радиальное отверстие. Внутри теплообменника соосно с внешним корпусом размещена цилиндрическая вставка из материала, характеризующегося низкой теплопроводностью и теплоемкостью, соединенная с внешним корпусом теплообменника при помощи кронштейнов проточного типа.The problem is solved in that the well is equipped with a pumping unit, including a lift pipe string, a packer for separating productive formations, a sucker-rod pump with a hydraulic nozzle for tight separation of liquids of the lower and upper layers, connected to the pump rod string, a sleeve with a radial hole informing the reception a sucker rod pump with an annulus above the packer, in which a bypass channel and an electric centrifugal pump with an input module and an electric motor are made, The lug is equipped with a heat exchanger located above, below and directly in the interval of the upper productive formation, while the outer casing of the heat exchanger is a two-stage pipe, with the outer diameter of the pipes of each stage exceeding the diameter of the elevator pipes and close to the inner diameter of the casing, with a larger diameter pipe below the interval of perforation of the upper reservoir, and a pipe of a smaller diameter is located directly in the interval of inflow of the productive formation and higher with the formation between th and casing of the channel for free passage of fluid from the upper reservoir to the sucker rod pump through a radial hole. Inside the heat exchanger, a cylindrical insert made of a material characterized by low heat conductivity and heat capacity is connected coaxially with the external casing and connected to the external casing of the heat exchanger using flow-through brackets.

Оборудование скважины теплообменником в интервале напротив верхнего продуктивного пласта позволит обеспечить эффективный прогрев пласта и пластового флюида за счет улучшения условий теплопередачи в скважине и распространения в пласт радиального теплового потока, обусловленного естественной тепловой энергией флюида нижнего пласта и тепла, производимого штанговым и электроцентробежным насосами.Equipping the well with a heat exchanger in the interval opposite the upper producing formation will allow for efficient heating of the formation and formation fluid by improving the heat transfer conditions in the well and the propagation of radial heat flow into the formation due to the natural thermal energy of the lower formation fluid and the heat generated by rod and electric centrifugal pumps.

На фигуре 1 представлена технологическая схема ОРЭ, на фиг. 2 - Вид А, устройство теплообменника и механизм распространения тепловой энергии в продуктивный пласт, на фиг. 3 разрез А теплообменника, на фиг. 4 разрез Б теплообменника.The figure 1 presents the technological scheme of the WEM, in Fig. 2 - View A, heat exchanger device and mechanism for the distribution of thermal energy into the reservoir, FIG. 3 is a section A of a heat exchanger; FIG. 4 section B of the heat exchanger.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (фиг. 1-4) содержит колонну 1 лифтовых (насосно-компрессорных) труб, втулку 2, пакер 3 для разобщения продуктивных пластов 4 и 5, скважинный штанговый насос 6 с гидравлической насадкой 7 для откачки продукции из межтрубного пространства 8, сообщающегося с верхним продуктивным пластом 4, соединенный с колонной насосных штанг 9, втулка 2 содержит радиальное отверстие 10, сообщающее прием 11 штангового насоса с межтрубным пространством 8, электроцентробежный насос 12 с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта 5, электродвигатель 13 и теплообменник 14. Во втулке 2 выполнен обводной канал 15, сообщающий объем ниже гидравлической насадки 7 с объемом над штанговым насосом 6 через полость между цилиндром 16 штангового насоса 6 и втулкой 2. Теплообменник включает в себя двухступенчатую трубу 17, внешний диаметр трубы в каждой ступени превышает диаметр колонны 1 лифтовых труб и близок к внутреннему диаметру обсадной колонны 18. Труба большего диаметра расположена ниже интервала перфорации флюида верхнего пласта, а труба меньшего диаметра располагается непосредственно в интервале притока продуктивного пласта и выше так, чтобы между ней и обсадной колонной создался канал для свободного прохода жидкости из верхнего пласта к приему штангового насоса через радиальное отверстие 10. Уменьшение диаметра трубы в интервале притока верхнего пласта обусловлено наличием гидравлического сопротивления в межтрубном пространстве скважины при движении жидкости верхнего пласта, накладывающим ограничение на внешний диаметр корпуса теплообменника. Внутри теплообменника соосно со ступенчатой трубой размещена вставка 19 цилиндрической формы со сферическими основаниями, для уменьшения гидродинамического сопротивления, из материала, характеризующегося низкой теплопроводностью и теплоемкостью, служащая для обеспечения высокой скорости потока внутри теплообменника и как следствие, повышения эффективности теплообмена, соединенная с корпусом теплообменника посредством кронштейнов 20 проточного типа.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers (Fig. 1-4) contains a column 1 of lift (tubing) pipes, a sleeve 2, a packer 3 for separation of productive layers 4 and 5, a well pump 6 with a hydraulic nozzle 7 for pumping products from the annular space 8, communicating with the upper reservoir 4, connected to the column of pump rods 9, the sleeve 2 contains a radial hole 10, informing the reception 11 of the rod pump with the annular space 8, the electric centrifugal pump 12 with an input module for pumping product from the lower layer 5, an electric motor 13 and a heat exchanger 14. A bypass channel 15 is made in the sleeve 2, communicating the volume below the hydraulic nozzle 7 with a volume above the rod pump 6 through the cavity between the cylinder 16 of the rod pump 6 and the sleeve 2. The heat exchanger includes a two-stage pipe 17, the outer diameter of the pipe in each stage exceeds the diameter of the casing 1 of the elevator pipes and is close to the inner diameter of the casing 18. A larger pipe is located below the perforation interval of the upper fluid formation, and a pipe of a smaller diameter is located directly in the interval of inflow of the productive formation and higher so that a channel is created between it and the casing for free passage of fluid from the upper formation to the intake of the sucker rod pump through the radial hole 10. The decrease in the diameter of the pipe in the interval of inflow of the upper formation the presence of hydraulic resistance in the annulus of the well during the movement of fluid in the upper layer, imposing a restriction on the outer diameter of the heat exchanger body. A cylindrical insert 19 with spherical bases is placed coaxially with the stepped tube inside the heat exchanger to reduce hydrodynamic resistance from a material characterized by low heat conductivity and heat capacity, which serves to ensure a high flow rate inside the heat exchanger and, as a result, increase heat exchange efficiency, connected to the heat exchanger body by brackets 20 flow type.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation is as follows.

В стволе скважины в интервале между верхним 4 и нижним 5 пластами на заданной глубине устанавливают пакер 3. Насосную установку в сборе вместе с электроцентробежным насосом 12 и электродвигателем 13 спускают на колонне 1 лифтовых труб. Затем в колонну 1 лифтовых труб спускают колонну 9 насосных штанг со скважинным штанговым насосом 6. Установка снабжена втулкой 2 с радиальным отверстием 10, сообщающим прием штангового насоса 11 с межтрубным пространством 8 выше пакера 3, при этом штанговый насос оборудуется гидравлической насадкой 7, герметично разделяющей перекачиваемые жидкости. Одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу штанговый насос 6 возвратно-поступательным движением колонны 9 насосных штанг наземным приводом и электроцентробежный насос 12 подачей электропитания к электродвигателю 13 (не показано). Продукция нижнего пласта 5, нагнетаемая электроцентробежным насосом 12, поступает в теплообменник 14, поднимается в кольцевой полости теплообменника между цилиндрической вставкой 19 со сферическими основаниями и внешним корпусом 17 теплообменника, представляющим собой двухступенчатую трубу, попутно передавая тепловую энергию верхнему пласту 4 и пластовому флюиду, движущемуся к приему штангового насоса 11 в межтрубном пространстве 8 между обсадной колонной 18 и двухступенчатой трубой (внешним корпусом теплообменника) 17. Далее продукция нижнего пласта 5, поднимаясь внутри лифтовых труб 1, поступает в обводной канал 15, выше которого смешивается с продукцией верхнего пласта 4 и движется к устью скважины (не показано). Продукция верхнего пласта 4 поступает в ствол скважины в пространство между обсадной колонной 18 и внешним корпусом 17 теплообменника 14, поднимается в межтрубном пространстве 8 выше пакера 3, через радиальное отверстие 10 во втулке 2 поступает на прием 11 скважинного штангового насоса 6, приводимого в движение посредством колонны 9 насосных штанг наземным приводом, и далее смешивается с продукцией нижнего пласта 5 и поднимается на устье скважины.In the wellbore, in the interval between the upper 4 and lower 5 layers, a packer 3 is installed at a predetermined depth. The pump assembly, together with the electric centrifugal pump 12 and electric motor 13, is lowered onto the pipe string 1. Then, a column 9 of sucker rods with a borehole sucker rod pump 6 is lowered into the column 1 of the lift pipes. The installation is equipped with a sleeve 2 with a radial hole 10, which informs the intake of the sucker rod pump 11 with the annular space 8 above the packer 3, while the sucker rod pump is equipped with a hydraulic nozzle 7, hermetically separating pumped liquids. At the same time, either separately or alternately, the sucker-rod pump 6 is started up by reciprocating movement of the sucker-rod string 9 by a ground drive and the electric centrifugal pump 12 by supplying electric power to an electric motor 13 (not shown). The products of the lower layer 5, pumped by the electric centrifugal pump 12, enter the heat exchanger 14, rise in the annular cavity of the heat exchanger between the cylindrical insert 19 with spherical bases and the outer casing 17 of the heat exchanger, which is a two-stage pipe, simultaneously transferring thermal energy to the upper layer 4 and the formation fluid moving to receive the sucker rod pump 11 in the annular space 8 between the casing 18 and the two-stage pipe (outer casing of the heat exchanger) 17. Next, the products are lower its formation 5, rising inside the elevator pipes 1, enters the bypass channel 15, above which is mixed with the products of the upper formation 4 and moves to the wellhead (not shown). The products of the upper layer 4 enter the wellbore into the space between the casing 18 and the outer casing 17 of the heat exchanger 14, rises in the annular space 8 above the packer 3, through the radial hole 10 in the sleeve 2 is received at the reception 11 of the borehole rod pump 6, driven by columns 9 of sucker rods with a ground drive, and then mixed with the products of the lower reservoir 5 and rises to the wellhead.

Рассмотренная схема ОРЭ содержит источник естественного прогрева верхнего продуктивного пласта, связанный с тепловой энергией жидкости нижнего пласта и тепла, производимого штанговым и электроцентробежным насосами. Однако эффективный прогрев продуктивного пласта при его стационарной работе с установившимся дебитом значительно осложнен потерями тепла при распространении тепловой энергии радиально вглубь пласта, обусловленным наличием прослойки жидкости в кольцевом межтрубном пространстве скважины, обладающей относительно невысоким коэффициентом теплопроводности и характеризующейся значительной толщиной. Поскольку в интервале размещения теплообменника жидкость нижнего продуктивного пласта движется близко к стенке скважины и верхнему продуктивному пласту, площадь теплового контакта увеличивается и эффективность теплового прогрева верхнего пласта возрастает. Обеспечение эффективных условий теплообмена достигается также высокой скоростью потока газожидкостной смеси в теплообменнике за счет размещения внутри теплообменника цилиндрической вставки 19, соосной с внешним корпусом 17 теплообменника, выполненным в форме двухступенчатой трубы. Материал внутренней вставки характеризуется низкой теплопроводностью и теплоемкостью, создавая условия для распространения теплового потока со стороны разогретой жидкости в теплообменнике радиально во внешнюю область, в направлении верхнего продуктивного пласта.The considered WEM scheme contains a source of natural heating of the upper reservoir, associated with the thermal energy of the liquid of the lower reservoir and the heat produced by the rod and electric centrifugal pumps. However, effective heating of a productive formation during its stationary operation with a steady flow rate is significantly complicated by heat losses during the propagation of thermal energy radially deep into the formation, due to the presence of a layer of fluid in the annular annular space of the well, which has a relatively low coefficient of thermal conductivity and is characterized by a significant thickness. Since in the interval of placement of the heat exchanger the liquid of the lower reservoir is moving close to the wall of the well and the upper reservoir, the area of thermal contact increases and the efficiency of thermal heating of the upper reservoir increases. The provision of effective heat exchange conditions is also achieved by a high flow rate of the gas-liquid mixture in the heat exchanger due to the placement of a cylindrical insert 19 inside the heat exchanger coaxial with the external heat exchanger body 17 made in the form of a two-stage pipe. The material of the inner insert is characterized by low thermal conductivity and heat capacity, creating conditions for the propagation of the heat flux from the side of the heated fluid in the heat exchanger radially to the outer region, in the direction of the upper reservoir.

Таким образом, положительный эффект достигается обеспечением эффективного термического режима эксплуатации верхнего продуктивного пласта путем прогрева пласта и пластовой жидкости в прискважинной зоне и в межтрубном пространстве скважины. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации позволит повысить коэффициент извлечения нефти и продуктивность эксплуатируемого штанговым насосом объекта и повысить дебит скважины за счет снижения вязкости нефти верхнего продуктивного пласта. Кроме того, снижение вязкости пластовой жидкости позволит улучшить условия работы насосного оборудования и увеличить межремонтный период работы скважины.Thus, a positive effect is achieved by providing an effective thermal mode of operation of the upper producing formation by heating the formation and formation fluid in the near-wellbore zone and in the annulus of the well. A downhole pumping unit for simultaneous and separate operation will increase the oil recovery factor and productivity of the facility operated by a sucker rod pump and increase the well flow rate by reducing the oil viscosity of the upper reservoir. In addition, reducing the viscosity of the reservoir fluid will improve the working conditions of pumping equipment and increase the overhaul period of the well.

Claims

A borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers, including a column of lift pipes, a packer for separating productive layers, a sucker-rod pump with a hydraulic nozzle for tight separation of liquids of the lower and upper layers, connected to a column of pump rods, a sleeve with a radial bore, which informs a sucker rod pump with an annulus above the packer, in which a bypass channel and an electric centrifugal pump with an input module and an electric motor are made, distinguishing The fact is that the installation is equipped with a heat exchanger located above, below and directly in the interval of the upper productive formation, while the outer shell of the heat exchanger is a two-stage pipe, while the external diameter of the pipe of each stage exceeds the diameter of the elevator pipes, with a larger diameter pipe located below the perforation interval the upper formation, and a pipe of a smaller diameter is located directly in the interval of the inflow of the productive formation and higher with the formation of a channel between it and the casing for free passage of fluid from the upper reservoir to the sucker rod pump; inside the heat exchanger coaxially with the outer casing there is a cylindrical insert made of a material with low thermal conductivity and heat capacity.