RU2781981C1 - Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products - Google Patents
Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781981C1 RU2781981C1 RU2022122842A RU2022122842A RU2781981C1 RU 2781981 C1 RU2781981 C1 RU 2781981C1 RU 2022122842 A RU2022122842 A RU 2022122842A RU 2022122842 A RU2022122842 A RU 2022122842A RU 2781981 C1 RU2781981 C1 RU 2781981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- area
- liner
- pipes
- downhole
- truncated cone
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 claims abstract description 5
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 13
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 231100000078 corrosive Toxicity 0.000 description 4
- 231100001010 corrosive Toxicity 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) и высокой коррозионной активностью добываемой продукции из-за содержания сероводорода, с большим дебитом (более 20 м3/сут.), при применении разного типа штангового насоса.The proposal relates to the oil industry and is intended for oil production from wells complicated by scaling in downhole pumping equipment (DPE) and high corrosiveness of the produced products due to the content of hydrogen sulfide, with a large flow rate (more than 20 m 3 /day), when applied different types of rod pump.
В настоящее время основным способом борьбы с отложением солей в ГНО является применение ингибиторов солеотложения, но практика показывает, что данный способ при значительных затратах на приобретение дорогостоящих реагентов, дозаторных устройств, необходимость контроля подачи ингибитора, не всегда оказывается эффективным.Currently, the main way to combat salt deposition in GNO is the use of scale inhibitors, but practice shows that this method, with significant costs for the purchase of expensive reagents, dosing devices, the need to control the supply of an inhibitor, is not always effective.
Известна скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №117966, опубл. 10.07.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются насосно-компрессорные трубы с налетом солей 2-5 мм на внутренней поверхности, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.Known downhole sucker rod pumping unit (utility model patent RU No. 117966, publ. 07/10/2012), consisting of a plug-in sucker rod pump driven by a drive through a string of pumping rods, a string of tubing, a liner at the pump intake, and in the lower part of the liner has tubing with 2-5 mm salt deposits on the inner surface, and a diaphragm valve is installed between the pump and the liner.
Недостатком данной установки является низкая эффективность из-за отсутствия зон перепада давления в хвостовике, что приводит к значительному отложению солей в клапанах насоса, а также возможность применения только вставного штангового насоса, что ограничивает дебит установки.The disadvantage of this installation is low efficiency due to the absence of pressure drop zones in the liner, which leads to significant salt deposits in the pump valves, as well as the possibility of using only a plug-in rod pump, which limits the flow rate of the installation.
Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №119041, опубл. 10.08.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются штуцера, установленные в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб хвостовика и патрубков, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.The closest is a downhole rod pumping unit (utility model patent RU No. 119041, publ. 10.08.2012), consisting of a plug-in rod pump driven by a drive through a string of pumping rods, a string of tubing (tubing), a liner on at the pump intake, and in the lower part of the liner there are fittings installed in the coupling joints of the tubing of the liner and nozzles, and a membrane valve is installed between the pump and the liner.
Данная установка применялась на скважинах залежей №302-303 Ромашкинского месторождения и показала надежность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в ГНО, и практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в ГНО.This installation was used in the wells of deposits No. 302-303 of the Romashkinskoye field and showed the reliability of operation for wells, the operation of which is complicated by scaling in the GNO, and the practical effectiveness of the mechanical method of combating salt deposition in the GNO.
При этом, как показала практика, установка имела небольшой ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, что требовало использовать в компоновке мембранный клапан или необходимость промывки хвостовика от солей с риском их последующего попадания в насос, а также износа штуцеров из-за высокой коррозионной активности добываемой продукции, вследствие высокого содержания сероводорода скважин залежей №302-303 Ромашкинского месторождения. Кроме того, недостатком установки является ограниченность применения для скважин с высоким дебитом (более 20 м3/сут.) из-за еще более быстрого коррозионного износа штуцеров потоком жидкости и необходимости применения вставного штангового насоса для возможности его срыва и прямой промывки, что соответственно уменьшает производительность установки.At the same time, as practice has shown, the installation had a short resource due to uneven deposition of salts along the length of the liner, which required the use of a diaphragm valve in the layout or the need to flush the liner from salts with the risk of their subsequent entry into the pump, as well as wear of the fittings due to high corrosive activity of the produced products, due to the high content of hydrogen sulfide in wells of deposits No. 302-303 of the Romashkinskoye field. In addition, the disadvantage of the installation is the limited use for wells with a high flow rate (more than 20 m installation performance.
Технической задачей изобретения является повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, а также расширение потенциала внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м3/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.The technical objective of the invention is to increase the reliability and ensure the necessary mode of selection and operation of the well, the operation of which is complicated by scale in the downhole pumping equipment and high corrosiveness of the produced products, as well as expanding the implementation potential for wells with a high flow rate (more than 20 m 3 /day) regardless of the type of rod pump used.
Техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащей штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления.The technical problem is solved by a downhole sucker rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosivity of the produced product containing a sucker rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop.
Новым является то, что устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления, выполнены из полых патрубков длиной 0,5 м с внутренним сечением в форме усеченного конуса, полые патрубки с конусным внутренним сечением размещены равномерно между трубами хвостовика и соединены муфтовыми соединениями, при этом площадь нижнего основания усеченного конуса полых патрубков равна площади внутреннего сечения труб хвостовика, площадь верхнего основания усеченного конуса нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика, а площадь верхнего основания усеченного конуса каждого последующего выше расположенного патрубка меньше предыдущего не менее 10%, при этом площадь верхнего основания верхнего патрубка не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика.What is new is that the devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop are made of hollow pipes 0.5 m long with an internal section in the form of a truncated cone, hollow pipes with a conical internal section are placed evenly between the pipes of the liner and are connected by coupling joints In this case, the area of the lower base of the truncated cone of the hollow branch pipes is equal to the area of the inner section of the liner pipes, the area of the upper base of the truncated cone of the lower branch pipe is equal to 20% of the area of the inner section of the liner pipes, and the area of the upper base of the truncated cone of each subsequent higher located branch pipe is less than the previous one by at least 10%, with In this case, the area of the upper base of the upper branch pipe is not less than 10% of the area of the internal section of the liner pipes.
Патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз), так как не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет большей толщины и постепенного изменения скорости, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику за счет создания перепада давления в перед каждой трубой хвостовика, а, значит, увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.Branch pipes with a conical internal section, in contrast to the fittings in the prototype, have a significantly longer service life (at least 10 times), since they are not subject to rapid wear by the flow of a corrosive liquid due to their greater thickness and gradual change in speed, and their distribution along the entire length of the liner, with a decrease in the outlet of each higher located branch pipe, it allows to ensure uniform salt deposition along the liner due to the creation of a pressure drop in front of each liner pipe, and, therefore, to increase the service life of the installation, regardless of the flow rate and type of rod pump.
На фиг.1 изображена схема предлагаемой установки.Figure 1 shows a diagram of the proposed installation.
Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, состоит из штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб 4, по которой производится подъем добываемой жидкости, хвостовика 5.A downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosivity of the produced products consists of a
Равномерно по длине хвостовика расположены патрубки 6 длиной 0,5 м с проходным сечением (в виде воронки), имеющие форму усеченного конуса. Патрубки изготавливаются из стали группы прочности Д, с резьбовыми соединениями по ГОСТ-633-80, соединяются с трубами хвостовика муфтовыми соединениями, наружный диаметр патрубков соответствует диаметру НКТ хвостовика. Площадь нижнего основания 7 усеченного конуса равна площади внутреннего сечения труб хвостовика 5, а площадь верхнего основания 8 усеченного конуса самого нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика 5. Площадь верхнего основания 8 (диаметр выпускного отверстия) каждого последующего выше расположенного патрубка 6 уменьшается с шагом не менее 10% по длине хвостовика 5. При этом площадь верхнего основания самого верхнего патрубка должна быть не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика для исключения снижения производительности скважинной установки.Uniformly along the length of the shank are
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.Downhole rod pumping unit operates as follows.
При работе вставного штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, производят подъем добываемой жидкости по хвостовику 5 и колонне насосно-компрессорных труб 4. Хвостовик 5 состоит из бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно.During the operation of the plug-in
Из практики нефтедобычи известно, что отложение солей в основном происходит на приеме насоса или в самом насосе. Происходит это вследствие увеличения скорости прохождения жидкости на этих участках и создания перепада давления. При прохождении через прием насоса (фильтр), а также сам насос (клапана) жидкость встречается с участками местного сопротивления движению, где и происходит активное отложение солей в результате перепада давления.From the practice of oil production, it is known that the deposition of salts mainly occurs at the pump intake or in the pump itself. This happens due to an increase in the speed of the passage of fluid in these areas and the creation of a pressure drop. When passing through the pump intake (filter), as well as the pump (valve) itself, the liquid encounters areas of local movement resistance, where active salt deposition occurs as a result of pressure drop.
Патрубки с конусным внутренним сечением в отличие от штуцеров не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет плавного изменения скорости потока жидкости в патрубке и продолжении создания перепада давления даже при постепенном износе (увеличении диаметра) выходного отверстия, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику, а значит - увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.Branch pipes with a conical internal section, unlike fittings, are not subject to rapid wear by a corrosive liquid flow due to a smooth change in the liquid flow rate in the branch pipe and continued creation of a pressure drop even with gradual wear (increase in diameter) of the outlet, and their distribution along the entire length of the liner , with a decrease in the outlet of each branch pipe located above, makes it possible to ensure uniform salt deposition along the liner, which means to increase the service life of the installation, regardless of the flow rate and type of rod pump.
Выходные отверстия 8 патрубков 6 имитируют отверстия седла клапанных узлов насоса 1, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 5. Это все предотвращает отложение солей в насосе 1, колонне насосно-компрессорных труб 4 и на насосных штангах 3.The
Конусное сечение патрубков увеличивает ресурс их работы, так как не смотря на постепенный износ верхнего сечения патрубка, благодаря конусному сечению обеспечивается перепад давления и скоростей на выходе из патрубков. Поэтому патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз).The conical section of the nozzles increases the resource of their work, since despite the gradual wear of the upper section of the nozzle, due to the conical section, a pressure drop and velocities at the outlet of the nozzles are provided. Therefore, nozzles with a conical internal section, unlike fittings in the prototype, have a much longer service life (at least 10 times).
В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1000 метров, хвостовик из 4 НКТ диаметром 73 мм и длиной 10 метров, и добывающую продукцию из продуктивного горизонта залежи №303 Ромашкинского месторождения, осложненную образованием солеотложения в ГНО и высокой коррозионной активностью добываемой жидкости. Дебит жидкости составляет 24 м3/сут., обеспечивается трубным штанговым насосом с диаметром плунжера 57 мм при длине хода 2,5 м и числе качаний балансира станка-качалки 3,5 в минуту. Между трубами хвостовика расположены 3 патрубка с конусным сечением, площадь нижнего основания каждого патрубка соответствует площади внутреннего сечения труб хвостовика и равна 2920 мм2, площадь верхнего сечения самого нижнего патрубка составляет 584 мм2, среднего - 468 мм2, а самого верхнего - 375 мм2 (уменьшение площади на 20% от площади предыдущего патрубка).As a specific example, we can cite a unit that includes a string of production tubing with a diameter of 73 mm and a length of 1000 meters, a liner of 4 tubing with a diameter of 73 mm and a length of 10 meters, and producing products from the productive horizon of deposit No. corrosive activity of the produced fluid. The flow rate of the liquid is 24 m 3 /day, provided by a tubular rod pump with a plunger diameter of 57 mm with a stroke length of 2.5 m and the number of swings of the balancer of the pumping unit 3.5 per minute. Between the pipes of the liner there are 3 branch pipes with a conical section, the area of the lower base of each branch pipe corresponds to the area of the internal section of the pipes of the liner and is equal to 2920 mm 2 , the area of the upper section of the lowest branch pipe is 584 mm 2 , the middle one is 468 mm 2 , and the top one is 375 mm 2 (reduction of the area by 20% from the area of the previous branch pipe).
Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и обеспечивает необходимый режим отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, расширяет потенциал внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м3/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.Thus, the proposed downhole rod pumping unit has high reliability and provides the necessary mode of selection and operation of the well, the operation of which is complicated by scaling in the downhole pumping equipment and the high corrosivity of the produced products, expands the potential for implementation for wells with a large flow rate (more than 20 m 3 / days) regardless of the type of rod pump used.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781981C1 true RU2781981C1 (en) | 2022-10-21 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445450C2 (en) * | 2010-02-24 | 2012-03-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method, and valve device for its implementation |
| RU117966U1 (en) * | 2012-02-27 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole PUMP PUMP UNIT |
| RU119041U1 (en) * | 2012-03-30 | 2012-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION |
| RU2542651C1 (en) * | 2013-01-23 | 2015-02-20 | Закрытое Акционерное Общество "Сухой Нафта Корпорейшн" | Pump, pump plant and fluid lifting process |
| RU2550776C1 (en) * | 2014-08-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445450C2 (en) * | 2010-02-24 | 2012-03-20 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method, and valve device for its implementation |
| RU117966U1 (en) * | 2012-02-27 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole PUMP PUMP UNIT |
| RU119041U1 (en) * | 2012-03-30 | 2012-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION |
| RU2542651C1 (en) * | 2013-01-23 | 2015-02-20 | Закрытое Акционерное Общество "Сухой Нафта Корпорейшн" | Pump, pump plant and fluid lifting process |
| RU2550776C1 (en) * | 2014-08-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| В.И. ЩУРОВ "Технология и техника добычи нефти", М., "Недра", 1983, с.350. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2386017C1 (en) | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation | |
| RU2781981C1 (en) | Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products | |
| US10753186B1 (en) | Sealing plunger lift system and tubing connector | |
| US20120125624A1 (en) | Ultra-pumps systems | |
| CN110905457B (en) | CO2Device and method for simulating scaling of gas-driven shaft | |
| CN206376757U (en) | The tubing head reducing joint of rod-pumped well pump detection and workover | |
| WO2018040139A1 (en) | Limited-stage discontinuous and dual-spiral string for mixture of sand and liquid at well bottom | |
| CN107869327B (en) | Coal-bed gas well under-pressure well washing method with fixed pipe column | |
| RU2786966C1 (en) | Downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment | |
| RU184873U1 (en) | UNIVERSAL GAS TRANSMISSION DEVICE FOR OPERATION OF SHGN | |
| US4769156A (en) | Method and means to pump a well | |
| RU119041U1 (en) | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION | |
| RU2512150C2 (en) | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors | |
| CN2611600Y (en) | Polymer downhole injection allocation device | |
| RU2357099C1 (en) | Ground power unit of deep-well pump, mostly hydropiston or jet, for lifting of fluid from well with application of working fluid energy | |
| CN2727450Y (en) | Whole tube type sand-proof oil-well pump | |
| CN220101254U (en) | Paraffin prevention, viscosity reduction and pour point reduction device for shaft | |
| Rejepovich | THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS | |
| RU216467U1 (en) | Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions | |
| RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping | |
| CN201902197U (en) | Novel oil well wax-proof device | |
| Cramer et al. | Development and Application of a Downhole Chemical Injection Pump for use in ESP Applications | |
| Deryaev | MEASURES TO PREVENT AND COMBAT COMPLICATIONS DURING FOUNTAIN AND GAS LIFT OPERATION OF WELLS AND TECHNICAL AND TECHNOLOGICAL MEASURES TO INCREASE PRODUCTION | |
| RU2722899C1 (en) | Method of gas well operation | |
| CN2490331Y (en) | Anti-sand integral pump cylinder tube-type oil-well pump |