RU2786966C1

RU2786966C1 - Downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment

Info

Publication number: RU2786966C1
Application number: RU2022117197A
Authority: RU
Inventors: Ульфат Тагирович Касимов; Алсу Алмазовна Пищаева
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2022-06-27
Publication date: 2022-12-26

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and is intended for the extraction of oil from wells complicated by scaling in downhole pumping equipment. Declared is a downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, containing a plug-in rod downhole pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, a fitting installed in the coupling connection of the liner and branch pipe, a diaphragm valve between the pump and the shank. At the same time, the liner is made of tubing with a diameter greater than the diameter of the production tubing string. Inside the shank, internal pipes are installed coaxially with the shank, plugged with plugs in the lower part. Perforations are made in the upper part of the side surface of the inner pipes. At the same time, the inner pipes and tubing pipes of the liner are interconnected by transfer sleeves.

EFFECT: increasing the efficiency of pump protection against scale buildup.

4 cl, 1 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании (ГНО), и может быть использовано при необходимости установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважины.The proposal relates to the oil industry and is intended for oil production from wells complicated by scaling in downhole pumping equipment (DPE), and can be used if it is necessary to install a pump at a short distance above the productive formation to achieve optimal bottomhole pressure and maximum well production.

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.

Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU № 119041), 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), consisting of a plug-in rod pump driven by a drive through a string of pumping rods, a string of tubing (tubing), a liner at the pump intake, and in the lower parts of the liner have fittings installed in the coupling joints of the tubing of the liner and branch pipes, and a diaphragm valve is installed between the pump and the liner.

Данная установка применялась на скважинах залежей № 302-303 Ромашкинского месторождения и показала практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в ГНО. При этом установка имеет ряд недостатков: This installation was used in the wells of deposits No. 302-303 of the Romashkinskoye field and showed the practical effectiveness of the mechanical method of combating salt deposition in GNO. However, the installation has a number of disadvantages:

1) ограниченность применения из-за большой протяженности хвостовика (50-200 метров), что не позволяет ее использование при необходимости установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважины и высокая металлоемкость из-за большой длины хвостовика;1) limited use due to the large length of the liner (50-200 meters), which does not allow its use if it is necessary to install a pump at a short distance above the productive formation to achieve optimal bottomhole pressure and maximum well production and high metal consumption due to the large length shank;

2) недостаточная эффективность защиты насоса из-за отсутствия улавливания осаждающихся частиц и кристаллов солей в период нагнетания штангового насоса;2) insufficient efficiency of pump protection due to the lack of trapping of settling particles and salt crystals during the pumping period of the rod pump;

3) низкий ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, а также невозможность создать достаточное избыточное давление прямой промывкой для срыва мембранного клапана при неполном перекрытии внутреннего сечения хвостовика, что не позволяет увеличить межремонтный период работы скважины.3) low resource due to uneven salt deposition along the length of the liner, as well as the inability to create sufficient excess pressure by direct flushing to disrupt the membrane valve with incomplete blocking of the liner internal section, which does not allow to increase the overhaul period of the well.

Технической задачей изобретения является повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, за счет повышения эффективности защиты насоса от солеотложения, увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика в 2,5-3 раза, а также повышение качества прямой промывки и снижение металлоемкости.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 scaling in the downhole pumping equipment, by increasing the efficiency of protecting the pump from scaling, increasing the overhaul period of the downhole pumping equipment, expanding the possibility of its application due to a decrease in length liner by 2.5-3 times, as well as improving the quality of direct flushing and reducing metal consumption.

Поставленная техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, содержащей вставной штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, штуцер, установленный в муфтовом соединении хвостовика и патрубка, мембранный клапан между насосом и хвостовиком.The stated technical problem is solved by a downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, containing a plug-in rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, a fitting installed in coupling connection of the shank and branch pipe, a diaphragm valve between the pump and the shank.

Новым является то, что хвостовик выполнен из насосно-компрессорных труб с диаметром больше диаметра колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, внутри хвостовика установлены соосно с хвостовиком внутренние трубы, в нижней части внутренние трубы заглушены заглушками, а в верхней части боковой поверхности внутренних труб выполнены перфорационные отверстия, при этом внутренние трубы и насосно-компрессорные трубы хвостовика соединены между собой переводными муфтами. What is new is that the liner is made of tubing with a diameter greater than the diameter of the production tubing string, internal pipes are installed coaxially with the liner inside the liner, internal pipes are plugged in the lower part, and perforations are made in the upper part of the side surface of the inner pipes. holes, while the inner pipes and tubing of the liner are interconnected by transfer sleeves.

Также новым является то, что под мембранным клапаном выполнен обратный клапан.Also new is the fact that a non-return valve is made under the diaphragm valve.

Также новым является то, что штуцер имеет 3-5 отверстий.Also new is that the fitting has 3-5 holes.

Также новым является то, что диаметр нижней внутренней трубы меньше диаметра выше расположенной внутренней трубы.Also new is that the diameter of the lower inner tube is smaller than the diameter of the upper inner tube.

На фиг. 1 изображена схема предлагаемой установки.In FIG. 1 shows a diagram of the proposed installation.

Скважинная штанговая насосная установка состоит из вставного штангового скважинного насоса 1, установленного в замковой опоре 2 и приводимого в действие приводом 3 через колонну насосных штанг 4, из колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб 5, по которой производится подъем добываемой жидкости, хвостовика 6. В нижней части хвостовика 6 имеется штуцер 7, установленный в муфтовом соединении 8 между насосно-компрессорной трубой хвостовика 6 и патрубком 9. Между насосом 1 и хвостовиком 6 установлен мембранный клапан 10.A downhole rod pumping unit consists of a plug-in rod pump 1, installed in a lock support 2 and driven by a drive 3 through a string of sucker rods 4, from a string of production tubing 5, through which the produced fluid is lifted, a liner 6. At the bottom part of the liner 6, there is a fitting 7 installed in the coupling 8 between the tubing of the liner 6 and the branch pipe 9. A membrane valve 10 is installed between the pump 1 and the liner 6.

Внутри хвостовика 6, состоящего из двух труб НКТ длиной 9-10 метров с диаметром больше диаметра колонны эксплуатационных НКТ 5, установлены соосно с хвостовиком дополнительные две внутренние трубы 11. В нижней части внутренние трубы 11 заглушены заглушками 12, а в верхней части боковой поверхности внутренних труб выполнены перфорационные отверстия 13, при этом внутренние трубы 11 и насосно-компрессорные трубы хвостовика 6 соединены между собой переводными муфтами 14. Inside the liner 6, which consists of two tubing pipes 9-10 meters long with a diameter greater than the diameter of the production tubing string 5, two additional inner pipes 11 are installed coaxially with the liner. pipes are perforated holes 13, while the inner pipes 11 and the tubing of the liner 6 are interconnected by transfer sleeves 14.

Ниже мембранного клапана 10 выполнен обратный клапан 15.Below the membrane valve 10, a check valve 15 is made.

Штуцер 7 имеет 3-5 отверстий 16.Fitting 7 has 3-5 holes 16.

Ниже обратного клапана 15 установлен переводник 17 для соединения с хвостовиком 6.Below the check valve 15, a sub 17 is installed for connection with the liner 6.

Благодаря наличию штуцера в нижней части хвостовика с выполненными 3-5 отверстиями диаметрами 10-20 мм, при поступлении продукции скважины провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на его внутренней поверхности, что предотвращает отложение солей в насосе, колонне насосно-компрессорных труб и на насосных штангах. Далее, использование в хвостовике труб НКТ с диаметром большим диаметра колонны эксплуатационных НКТ с установкой соосно хвостовику дополнительных внутренних труб увеличивает внутреннюю площадь контакта хвостовика с продукцией для отложения солей в хвостовике, а не в насосе. Наличие 3-5 отверстий в штуцере вместо одного позволяет исключить необходимость использования нескольких штуцеров и патрубков, что дополнительно уменьшает длину установки. Обратный клапан гарантированно обеспечивает достижение необходимого увеличения давления в колонне НКТ для срыва мембранного клапана обратной промывкой.Due to the presence of a fitting in the lower part of the liner with 3-5 holes made with a diameter of 10-20 mm, when the well production enters, a more intense process of salt deposition is provoked on its inner surface, which prevents salt deposition in the pump, the tubing string and on the pump rods. Further, the use of tubing pipes with a diameter larger than the diameter of the production tubing string in the liner with the installation of additional internal pipes coaxially with the liner increases the internal contact area of the liner with the product for the deposition of salts in the liner, and not in the pump. The presence of 3-5 holes in the fitting instead of one eliminates the need to use several fittings and nozzles, which further reduces the length of the installation. The check valve ensures that the required increase in pressure in the tubing string is achieved to disrupt the membrane valve by backflushing.

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 3 через колонну насосных штанг 4, производится подъем добываемой жидкости по хвостовику 6 и колонне насосно-компрессорных труб 5. Хвостовик 6 состоит из 2-5 бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно. Длина хвостовика зависит от размещения продуктивного пласта в скважине для установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважин.When the plug-in sucker rod pump 1, driven by the drive 3 through the string of sucker rods 4, is used, the produced liquid is lifted along the liner 6 and the tubing string 5. The liner 6 consists of 2-5 used tubing, each with a length 9-10 meters each, having a high roughness of the inner surface, on which salts are deposited more intensively. The length of the liner depends on the placement of the reservoir in the well to install the pump a short distance above the reservoir to achieve optimal bottomhole pressure and maximum well production.

В условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, межремонтный период работы ГНО в среднем не превышает 200 суток. 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. Отверстия 16 штуцера 7 имитируют отверстия седла клапанных узлов насоса 1, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 6. А также, использование хвостовика диаметром большим диаметра колонны эксплуатационных НКТ и с установкой дополнительных внутренних труб увеличивает внутреннюю площадь контакта хвостовика с продукцией для отложения солей в хвостовике, а не насосе. Это все предотвращает отложение солей в насосе 1, колонне насосно-компрессорных труб 5 и на насосных штангах 4.Under conditions complicated by salt deposition in downhole pumping equipment, the overhaul period of GNO does not exceed 200 days on average. 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 resistance to movement, where active salt deposition occurs. The holes 16 of the nozzle 7 imitate the holes of the seat of the valve units of the pump 1, due to this, a more intensive process of scaling is provoked on the inner surface of the liner 6. Also, the use of a liner with a diameter larger than the diameter of the production tubing string and with the installation of additional internal pipes increases the internal contact area of the liner with the product for salt deposits in the liner, not the pump. This all prevents the deposition of salts in the pump 1, the tubing string 5 and on the sucker rods 4.

Кроме того, внутренние трубы 11, заглушенные в нижней части заглушками 12, а в верхней части имеющие перфорационные отверстия 13 благодаря обеспечению процесса разворота потока добываемой жидкости дополнительно обеспечивают функцию солесборников для кристаллов солей, осаждающихся в потоке жидкости в период нагнетания штангового насоса 1, а заглушки 12 уменьшая внутреннее пространство внутри хвостовика также вызывают перепад давления и провоцируют более интенсивное выпадение солей. In addition, the inner pipes 11, plugged in the lower part with plugs 12, and having perforations 13 in the upper part, due to the process of reversing the flow of the produced liquid, additionally provide the function of salt collectors for salt crystals deposited in the liquid flow during the pumping period of the rod pump 1, and the plugs 12 reducing the internal space inside the liner also cause a pressure drop and provoke a more intense precipitation of salts.

Так как максимальное осаждение солей происходит сразу же после штуцера, то рекомендуется установка самой нижней внутренней трубы меньшего внешнего диаметра, чем выше расположенных, что увеличивает внутренний объем между НКТ хвостовика и внутренней трубой и соответственно продолжительность работы установки. Since the maximum sedimentation of salts occurs immediately after the choke, it is recommended to install the lowest inner pipe with a smaller outer diameter than those located above, which increases the internal volume between the liner tubing and the inner pipe and, accordingly, the duration of the installation.

В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1100 метров, хвостовик из двух НКТ диаметром 89 мм и длиной 10 метров, верхнюю внутреннюю трубу диаметром 60 мм длиной 9,5 метров, нижнюю внутреннюю трубу диаметром 48 мм длиной 9,5 метров, и добывающую продукцию из пласта с кровлей на глубине 1140 метров.As a specific example, we can cite a plant that includes a string of production tubing with a diameter of 73 mm and a length of 1100 meters, a liner of two tubing with a diameter of 89 mm and a length of 10 meters, an upper inner pipe with a diameter of 60 mm and a length of 9.5 meters, a lower inner pipe with a diameter of 48 mm 9.5 meters, and producing products from a reservoir with a roof at a depth of 1140 meters.

В случае полного перекрытия проходного сечения хвостовика 6 солями производится срыв вставного насоса 1 из замковой опоры 2, прямая промывка с помощью насосного агрегата (ЦА-320) с ростом давления до срыва мембранного клапана 10. Обратный клапан 15 гарантированно обеспечивает достижение необходимого увеличения давления в колонне НКТ для срыва мембранного клапана 10 обратной промывкой. Далее производится посадка вставного насоса 1 в опору 2 и эксплуатация через отверстие мембранного клапана 9.In the case of complete blocking of the flow section of the liner 6 with salts, the plug-in pump 1 is disengaged from the locking support 2, direct flushing using a pump unit (CA-320) with an increase in pressure until the membrane valve 10 is disrupted. The check valve 15 is guaranteed to achieve the required increase in pressure in the column Tubing for disruption of the membrane valve 10 by backwashing. Next, the plug-in pump 1 is planted in the support 2 and operated through the opening of the membrane valve 9.

Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и эффективность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, за счет увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования более 700 суток, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика в 2,5-3 раза, снижения металлоемкости.Thus, the proposed downhole rod pumping unit has high reliability and efficiency for wells, the operation of which is complicated by scale in the downhole pumping equipment, by increasing the overhaul period of downhole pumping equipment for more than 700 days, expanding the possibility of its application due to a decrease in the length of the liner in 2.5-3 times, reducing the metal consumption.

Claims

1. Downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, containing a plug-in rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, a fitting installed in a coupling joint liner and branch pipe, a diaphragm valve between the pump and the liner, characterized in that the liner is made of tubing with a diameter greater than the diameter of the production tubing string, internal pipes are installed coaxially with the liner inside the liner, in the lower part the inner pipes are plugged, and in the upper part of the side surface of the inner pipes, perforations are made, while the inner pipes and the tubing of the liner are interconnected by transfer sleeves.

2. Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, according to claim 1, characterized in that a check valve is made under the membrane valve.

3. Downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, according to claim 1, characterized in that the fitting has 3-5 holes.

4. Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment, according to claim 1, characterized in that the diameter of the lower inner pipe is less than the diameter of the inner pipe located above.