RU2783453C1

RU2783453C1 - Production well operation method

Info

Publication number: RU2783453C1
Application number: RU2022113120A
Authority: RU
Inventors: Константин Владимирович Показаньев; Ильнур Расольевич Гафиуллин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2022-05-17
Publication date: 2022-11-14

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and can be used in the operation of an oil well. A method for operating a production well is claimed, including lowering and tight landing in the production string above the productive formation of a packer with a branch pipe with a guide cone, lowering into the well on the rods of a sucker rod pump - SRP with a lock on the cylinder until tight interaction with the locking support, selection of formation products, stopping SRP and injection of working agent and/or reagents into the reservoir. In this case, before running the packer, the packer is equipped with a continuous longitudinal channel that remains open after the packer is installed in the production string and is equipped with a spring-loaded valve that can be kept closed while holding the liquid column above the packer. Moreover, when the working agent and/or reagents are injected into the reservoir, excess pressure is created in the production string to open the spring-loaded valve and flow the working agent and/or reagents from the above-packer space of the production string into the under-packer space and further into the reservoir.

EFFECT: creation of a method for operating a production well, which allows injection of a working agent and/or reagents immediately after the SRP is stopped along the casing string due to the presence of a through channel in the packer, which, as a result, saves a large amount of working time.

1 cl, 1 dwg

Description

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

Известен способ разработки пласта с высоковязкой нефтью (патент RU № 2405929, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2010 Бюл. № 34), включающий спуск в обсадную колонну концентрично расположенных колонн труб, наружная из которых выполнена теплоизолированной и спущена ниже глубины начала кристаллизации парафина, с установкой пакера выше продуктивного пласта, подачу теплоносителя по межтрубному пространству, подъем нефти по запакерованной колонне труб, по которой также подают химреагенты и теплоноситель при обработке призабойной зоны пласта, причем внутреннюю колонну труб изготавливают сборной, состоящей из верхней части внутренней колонны труб с нижним ниппелем и хвостовика с пакером, выполненным проходным, которые спускают и устанавливают в скважине перед спуском колонн труб, причем верхнюю часть внутренней колонны труб оснащают дополнительно погружным насосом и размещенным ниже канала с регулируемым давлением клапаном, которые сообщают внутреннее пространство верхней части с внутренним пространством наружной теплоизолированной колонны труб при определенном давлении, спускают верхнюю часть внутренней колонны труб до герметичного входа ниппеля в проход пакера, причем закачку теплоносителя осуществляют в теплоизолированную наружную колонну труб с отбором теплоносителя через затрубное пространство, отбор нефти осуществляют по внутренней колонне труб при помощи погружного насоса, для закачки теплоносителя в пласт изолируют затрубное пространство на устье и при достижении определенного давления открывания клапана теплоноситель через каналы и по внутренней колонне труб продавливают в призабойную зону пласта, для закачки химреагентов верхнюю часть внутренней колонны труб приподнимают до выхода ниппеля из прохода пакера, а химреагенты подают через наружную колонну труб, проход пакера и хвостовик внутренней колонны труб в призабойную зону пласта.A known method of developing a reservoir with high-viscosity oil (patent RU No. 2405929, IPC E21V 43/24, publ. paraffin crystallization, with the installation of the packer above the productive formation, the supply of coolant through the annulus, the rise of oil through the packed pipe string, through which chemicals and coolant are also supplied during the treatment of the bottomhole formation zone, and the inner pipe string is made of a team, consisting of the upper part of the inner pipe string with a lower nipple and a liner with a packer made through-through, which are lowered and installed in the well before the tubing strings are lowered, and the upper part of the inner tubing string is additionally equipped with a submersible pump and a valve located below the pressure-controlled channel, which communicate the internal space of the upper part with the internal space by means of an external heat-insulated pipe string at a certain pressure, the upper part of the inner pipe string is lowered to the hermetic inlet of the nipple into the packer passage, and the coolant is pumped into the heat-insulated outer pipe string with the coolant withdrawn through the annulus, oil is withdrawn through the inner pipe string using a submersible pump , to pump the coolant into the formation, the annulus at the wellhead is isolated and when a certain valve opening pressure is reached, the coolant is pushed through the channels and along the inner pipe string into the bottomhole formation zone, to pump chemicals, the upper part of the inner pipe string is lifted until the nipple exits the packer passage, and the chemicals is fed through the outer string of pipes, the passage of the packer and the liner of the inner string of pipes into the bottomhole formation zone.

Недостатками способа являются сложность реализации (спуска, подъема, ремонта и т.п.) из-за наличия концентричных труб, что также приводит к уменьшению производительности насоса из-за необходимости уменьшения его диаметра и, как следствие, невозможности работы в высоко производительных скважинах.The disadvantages of this method are the complexity of implementation (lowering, lifting, repair, etc.) due to the presence of concentric pipes, which also leads to a decrease in pump performance due to the need to reduce its diameter and, as a result, the impossibility of working in highly productive wells.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации добывающей скважины (патент RU № 2713287, МПК Е21В 43/12, Е21B 33/13, E21B 43/27, опубл. 04.02.2020 Бюл. № 4), включающий спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным 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 закачку рабочего агента в пласт по лифтовым трубам, последующий спуск ШГН и отбор продукции пласта, причем у лифтовых труб перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху, а ниппель – замком под замковую опору, причем ШГН спускают в эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб, при этом ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанном с обсадной колонной и обеспечивающем расширение функциональных возможностей.The closest in technical essence is the method of operating a production well (patent RU No. 2713287, IPC E21B 43/12, E21B 33/13, E21B 43/27, publ. column above the productive formation of the packer with a branch pipe made with the possibility of hermetically interacting with the nipple descending from the wellhead, lowering into the well on the rods of a sucker rod pump with a lock on the cylinder until tight interaction with the locking support, selection of formation products, recovery of the SRP, lowering of the lift pipes equipped with a nipple, until tight interaction with the branch pipe and injection of the working agent into the formation through the production pipes, subsequent lowering of the SRP and selection of the formation products, and before lowering the pipe, the packer branch pipe is equipped with a lock support and a guide cone from above, and the nipple is equipped with a lock under the lock support , moreover, the SRP is lowered into the production string after technological holding of the working agent in the reservoir and cured in the case of lift pipes, while the SRP is used in the form of a plug-in rod pump with a cylinder of a given diameter, placed on a branch pipe connected to the casing string and providing an extension of functionality.

Недостатками данного способа являются большие временные затраты на обработку пласта, связанные с необходимостью извлечения на штангах ШГН и пуска лифтовых труб для закачки рабочего агента и/или реагентов.The disadvantages of this method are the high time costs for the treatment of the formation, associated with the need to extract the SRP on the rods and start up the lift pipes for pumping the working agent and/or reagents.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации добывающей скважины, позволяющего производить закачку рабочего агента и/или реагентов сразу после остановки ШГН по колонне обсадных труб за счет наличия проходного канала в пакере.The technical objective of the proposed invention is to create a method for operating a production well, which allows pumping the working agent and/or reagents immediately after the SRP is stopped along the casing string due to the presence of a flow channel in the packer.

Техническая задача решается способом эксплуатации добывающей скважины, включающим спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным 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, остановку ШГН и закачку рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт.The technical problem is solved by the method of operating a production well, including lowering and tight landing in the production string above the productive formation of the packer with a branch pipe made with the possibility of tight interaction with the nipple descending from the wellhead, lowering into the well on the rods of a sucker rod pump - SRP with a lock on the cylinder to a tight interaction with the locking support, selection of formation products, shutdown of the SRP and injection of the working agent and/or reagents into the productive formation.

Новым является то, что перед спуском пакер оснащают проходным продольным каналом, остающимся открытым после установки пакера в эксплуатационной колонне и оснащенным подпружиненным клапаном, выполненным с возможностью удерживания в закрытом состоянии при удержании столба жидкости выше пакера, а при закачке рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт в эксплуатационной колонне создают избыточное давление для открытия подпружиненного клапана и перетока рабочего агента и/или реагентов из надпакерного пространства эксплуатационной колонны в подпакерное и далее в продуктивный пласт.What is new is that prior to running the packer, the packer is equipped with a continuous longitudinal channel that remains open after the packer is installed in the production string and is equipped with a spring-loaded valve that can be kept closed while holding the liquid column above the packer, and when the working agent and/or reagents are pumped into the producing formation in the production string is pressurized to open the spring-loaded valve and flow the working agent and/or reagents from the above-packer space of the production string to the under-packer space and further into the productive formation.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа после установки ШГН в скважине.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method after the installation of the SRP in the well.

Способ эксплуатации добывающей скважины включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне 1 скважины выше продуктивного пласта 2 пакера 3 с патрубком 4, оснащенным замковой опорой 5 и направляющим конусом 6 сверху. Осуществляют спуск в скважину 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. Перед спуском пакер 3 оснащают проходным продольным каналом 11, остающимся открытым после установки пакера в эксплуатационной колонне 1 и оснащенным подпружиненным клапаном 12, выполненным с возможностью удерживания в закрытом состоянии при удержании столба жидкости выше пакера (в надпакерном пространстве 13). Канал 11 может быть выполнен в конструкции пакера 3 как в манжете (не показана), так и в корпусе (не показан) в виде отверстия (например, кабельного канала) или жёсткого патрубка (не показан) в манжете (аналогично каналу под геофизические приборы) – авторы на это не претендуют. Полученный канал 11 при помощи свинчивания, сварки, вклейки, оснащают подпружиненным клапаном 12, силу прижатия которого предварительно регулируют (например, в лабораторных или цеховых условиях) для возможности удержания столба жидкости в надпакерном пространстве 13, который образуется при поднятии скважинной жидкости насосом 8 по эксплуатационной колонне 1.The method of operating a production well includes lowering and tight landing in the production string 1 of the well above the productive formation 2 of the packer 3 with the nozzle 4, equipped with a lock support 5 and a guide cone 6 on top. The well is lowered into the well 1 on the rods 7 of the SRP 8 with the lock 9 on the cylinder 10 until the tight interaction of the lock 9 with the lock support 5, followed by the selection of formation products 2. Before lowering, the packer 3 is equipped with a continuous longitudinal channel 11, which remains open after the packer is installed in the production string 1 and equipped with a spring-loaded valve 12, made with the possibility of holding in the closed state while holding the liquid column above the packer (in the above-packer space 13). The channel 11 can be made in the design of the packer 3 both in the cuff (not shown) and in the body (not shown) in the form of an opening (for example, a cable channel) or a rigid branch pipe (not shown) in the cuff (similar to the channel for geophysical instruments) - The authors do not claim this. The resulting channel 11 is equipped with a spring-loaded valve 12 by means of screwing, welding, gluing, the pressing force of which is preliminarily regulated (for example, in laboratory or shop conditions) to be able to hold the liquid column in the above-packer space 13, which is formed when the well fluid is raised by the pump 8 according to the operating column 1.

Для проведения дополнительных технологических операций (например, для обработки призабойной зоны пласта 2, водоизоляционных работ или т.п.) в пласте 2, связанных с закачкой рабочего агента (воды, минерализованной воды, воды с поверхностно-активными веществами – ПАВ и/или т.п.) и/или реагентов (кислотных составов, глинистого раствора, цементного раствора и/или т.п.), работу ШГН останавливают. После чего в эксплуатационной колонне 1 создают избыточное давление для открытия подпружиненного клапана 12 перетока рабочего агента и/или реагентов из надпакерного пространства 13 эксплуатационной колонны 1 в подпакерное 14, и далее закачки в продуктивный пласт 2.For additional technological operations (for example, for treatment of the bottomhole zone of reservoir 2, water shut-off works, etc.) in reservoir 2, associated with the injection of a working agent (water, saline water, water with surfactants - surfactants and / or t .p.) and/or reagents (acid compositions, mud, cement mortar and/or the like), the operation of the SRP is stopped. After that, excessive pressure is created in the production string 1 to open the spring-loaded valve 12 for the flow of the working agent and/or reagents from the above-packer space 13 of the production string 1 to the under-packer 14, and then injection into the productive formation 2.

После закачки необходимого объема рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт 2 давление в надпакерном пространстве 13 снижают, клапан 12 закрывается, изолируя надпакерное пространство 13 от подпакерного 14. Вымывают при необходимости реагенты из надпакерного пространства 13 и после технологической выдержки (при необходимости реагирования реагентов в пласте 2) запускают ШГН в работу при помощи штанг 7, поднимая продукцию пласта 2 на поверхность.After pumping the required volume of the working agent and/or reagents into the reservoir 2, the pressure in the over-packer space 13 is reduced, the valve 12 closes, isolating the over-packer space 13 from the under-packer space 14. If necessary, the reagents are washed out of the over-packer space 13 after technological soaking (if necessary, reacting reagents in formation 2), the SRP is put into operation with the help of rods 7, raising the production of formation 2 to the surface.

Так как для проведения работ в закачке рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт 2 не требуется извлечение ШГН 8 с штангами 7 и спуска лифтовых труб (не показаны), то экономится от 30 мин. (для неглубоких скважин – до 150 м) до 7 часов (для скважин глубиной – 1600 – 2000 м), это без учета необходимых технологических выдержек.Since for work in the injection of a working agent and / or reagents into the productive formation 2, it is not required to remove the SRP 8 with rods 7 and lower the lift pipes (not shown), it saves from 30 min. (for shallow wells - up to 150 m) up to 7 hours (for wells with a depth of 1600 - 2000 m), this is without taking into account the necessary technological exposures.

Предлагаемый способ эксплуатации добывающей скважины позволяет производить закачку рабочего агента и/или реагентов сразу после остановки ШГН по колонне обсадных труб за счет наличия проходного канала в пакере, что, как следствие, экономит большое количество рабочего времени.The proposed method for operating a production well allows injection of a working agent and/or reagents immediately after the shutdown of the SRP along the casing string due to the presence of a flow channel in the packer, which, as a result, saves a large amount of working time.

Claims

A method for operating a production well, including running and tight landing in the production string above the productive formation of a packer with a branch pipe with a guide cone, lowering into the well on the rods of a sucker rod pump - SRP with a lock on the cylinder until tight interaction with the locking support, selection of formation products, shutdown of the SRP and pumping the working agent and/or reagents into the reservoir, characterized in that before running the packer is equipped with a through longitudinal channel that remains open after the packer is installed in the production string and is equipped with a spring-loaded valve that can be kept in the closed state while holding the liquid column above the packer , and when the working agent and/or reagents are injected into the reservoir, excess pressure is created in the production string to open the spring-loaded valve and flow the working agent and/or reagents from the above-packer space of the production string into the under-packer and further into the reservoir Art.