RU2792479C1 - Method for optimizing fluid recovery from a well equipped with a sucker rod pump - Google Patents
Method for optimizing fluid recovery from a well equipped with a sucker rod pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792479C1 RU2792479C1 RU2022129209A RU2022129209A RU2792479C1 RU 2792479 C1 RU2792479 C1 RU 2792479C1 RU 2022129209 A RU2022129209 A RU 2022129209A RU 2022129209 A RU2022129209 A RU 2022129209A RU 2792479 C1 RU2792479 C1 RU 2792479C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- rod pump
- fluid
- dynamic level
- mechanical impurities
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважины на поздней стадии разработки, и может быть использовано для оптимизации отбора жидкости добывающих скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН).The proposal relates to the oil industry, in particular to the operation of a well at a late stage of development, and can be used to optimize the extraction of fluid from production wells equipped with sucker-rod pump units (RSPs).
Вследствие низкой продуктивности скважин на поздней стадии разработки применяются различные методы интенсификации добычи, в том числе гидравлический разрыв пласта (ГРП), а эксплуатация ведется на форсированных режимах работы. Due to the low productivity of wells at the late stage of development, various methods of production stimulation are used, including hydraulic fracturing (HF), and operation is carried out at forced operating modes.
Наиболее распространенным способом повышения производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, является способ, включающий в себя выявление скважин с добывными возможностями, превышающими производительность установки, замер пластового и забойного давлений, определение коэффициента продуктивности, замена глубинно-насосного оборудования (ГНО) с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения минимально допустимого забойного давления и минимального давления на приеме насоса, обеспечивающего его нормальную работу без влияния газа (Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. – М.: Недра, 1989, с. 185-187). The most common way to increase the productivity of wells equipped with sucker rod pump units is a method that includes identifying wells with production capabilities that exceed the capacity of the unit, measuring reservoir and bottomhole pressures, determining the productivity factor, replacing downhole pumping equipment (DPU) with an increase in standard size sucker rod pump for maximum fluid withdrawal, provided that the minimum allowable bottomhole pressure and minimum pressure at the pump intake are ensured, ensuring its normal operation without the influence of gas (Umetbaev V.G. Geological and technical measures during well operation: Worker's Handbook. - M .: Nedra, 1989, pp. 185-187).
Недостатком данного способа является то, что как правило, после мероприятий с повышением производительности установок при увеличении отбора жидкости, эксплуатация скважин сопровождается повышенным содержанием механических примесей (особенно песка и проппанта после ГРП), которое максимально на первоначальном этапе после создания депрессии на пласт, что приводит к снижению межремонтного периода скважинных установок в результате засорения, износа или заклинивания узлов штангового насоса.The disadvantage of this method is that, as a rule, after measures to increase the productivity of installations with an increase in fluid production, well operation is accompanied by an increased content of mechanical impurities (especially sand and proppant after hydraulic fracturing), which is maximum at the initial stage after creating drawdown on the reservoir, which leads to to reduce the overhaul period of downhole installations as a result of clogging, wear or jamming of rod pump units.
Известен способ вывода скважины на оптимальный режим после ремонта, включающий размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на рациональной глубине и осуществление перекачки жидкости в систему нефтесбора (патент RU № 2202034, опубл. 10.04.2003). Для периодического создания гидродинамических импульсов устанавливают при ремонте скважины глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме с мощностью насоса, при котором его номинальная производительность намного больше максимального дебита жидкости до производства ремонта. При этом насос размещают на глубине, обеспечивающей наименьшие удельные расходы на тонну добываемой скважинной продукции при циклической работе. Время работы насоса в цикле режима штатной работы после ремонта принимают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения затрубного пространства и определяют по аналитическому выражению.There is a method for bringing the well to the optimal mode after repair, including placing downhole pumping equipment in the well at a rational depth and pumping fluid into the oil gathering system (patent RU No. 2202034, publ. 10.04.2003). To periodically create hydrodynamic impulses, downhole pumping equipment is installed during well repair with the ability to operate the pump in a cyclic mode with a pump power at which its nominal capacity is much greater than the maximum fluid flow rate before the repair. In this case, the pump is placed at a depth that provides the lowest specific costs per ton of produced well products during cyclic operation. The operating time of the pump in the cycle of normal operation after repair is taken equal to the functional of the boundary conditions of the pump, the time and rate of filling the annulus and is determined by the analytical expression.
Недостаками способа являются низкий КПД установки из-за использования насоса большей производительности, чем добывные возможности скважины, а также низкая надежность работы насоса из-за износа узлов насоса в периоды роста депрессии при увеличении отбора жидкости из-за выноса кольматанта (механических примесей, песка, проппанта) из пласта.The disadvantages of this method are the low efficiency of the installation due to the use of a pump of greater productivity than the production capabilities of the well, as well as the low reliability of the pump due to wear of the pump components during periods of depression growth with an increase in fluid withdrawal due to the removal of colmatant (mechanical impurities, sand, proppant) from the formation.
Наиболее близким является способ повышения производительности скважины, оборудованной штанговым насосом, противопесочным якорем (патент RU № 2153063, опубл. 20.07.2000), включающий изменение параметров работы насосной установки, после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважину опускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины, производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы насосной установки до получения минимального значения подачи, прослеживают динамику восстановления динамического уровня, после чего производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины.The closest is the method of improving the productivity of a well equipped with a rod pump, sand anchor (patent RU No. 2153063, publ. colmatation of the bottomhole zone lowers the pump with a nominal capacity greater than that required for a given productivity of the well, performs development and research in modes that ensure the maximum pump performance, creates a drawdown on the formation and removes the bridging agent from the bottomhole zone, then reduces the operating parameters of the pumping unit to obtain the minimum flow rate , trace the dynamics of recovery of the dynamic level, after which the parameters of the pumping unit are adjusted to the optimal ones for maximum productivity of the well.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- снижение надежности работы штангового насоса и межремонтного периода (МРП) работы установки из-за выноса кольматанта (механических примесей, песка, проппанта) из пласта как при эксплуатации скважины, так и в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости насосом после его смены;- decrease in the reliability of the sucker-rod pump and the overhaul period (MTO) of the installation due to the removal of the bridging agent (mechanical impurities, sand, proppant) from the reservoir both during well operation and as a result of creating depression by increasing fluid withdrawal by the pump after its change;
- трудоемкость и длительность процесса освоения и исследования на различных режимах с изменением параметров работы насосной установки – длины хода перестановкой шатуна в кривошипе и числа качаний балансира привода заменой шкива электродвигателя;- the complexity and duration of the process of development and research in various modes with a change in the operating parameters of the pumping unit - the stroke length by rearranging the connecting rod in the crank and the number of swings of the drive balancer by replacing the electric motor pulley;
- снижение КПД установки из-за эксплуатации штангового насоса номинальной производительности, больше требуемой с уменьшенными параметрами насосной установки (привода штангового насоса).- decrease in the efficiency of the installation due to the operation of a rod pump with a nominal capacity greater than that required with reduced parameters of the pumping installation (rod pump drive).
Техническими задачами предложения являются повышение надежности работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличение межремонтного периода установки за счет предотвращения его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости, последовательности выполнения операций, и увеличение КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, увеличением типоразмера насоса.The technical objectives of the proposal are to increase the reliability of the rod pump during operation and increase the overhaul period of the installation by preventing its clogging and wear by mechanical impurities from the reservoir as a result of creating depression by increasing fluid withdrawal, the sequence of operations, and increasing the efficiency of the installation due to operation with optimal drive parameters rod pump with an increase in the productivity of wells equipped with sucker rod pump units, an increase in the pump size.
Технические задачи решаются способом оптимизации отбора жидкости из скважины, оборудованной установкой штангового глубинного насоса, включающим эксплуатацию скважины, оборудованной штанговым насосом с противопесочным якорем, установленным на приеме насоса, выявление скважин с добывными возможностями, превышающими производительность установки, замер пластового и забойного давлений, определение коэффициента продуктивности, исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, с созданием депрессии на пласт и выносом из призабойной зоны кольматанта, замену глубинно-насосного оборудования с увеличением типоразмера штангового насоса, отбор жидкости при обеспечении проектного забойного давления.Technical problems are solved by a method for optimizing fluid extraction from a well equipped with a sucker rod pump unit, including operating a well equipped with a rod pump with a sand anchor installed at the pump intake, identifying wells with production capabilities that exceed the unit's productivity, measuring reservoir and bottomhole pressures, determining the coefficient productivity, research in modes that provide maximum pump performance, with the creation of drawdown on the reservoir and the removal of the bridging agent from the bottomhole zone, the replacement of downhole pumping equipment with an increase in the standard size of the rod pump, fluid withdrawal while maintaining the design bottomhole pressure.
Новым является то, что противопесочный якорь оснащают контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушкой в нижней части контейнера, депрессию создают до замены насоса на больший типоразмер циклами, форсируя отбор жидкости для выноса механических примесей из пласта, изменяют частоту качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее 1 качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров, производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии, количество циклов депрессии от 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, затем выполняют замену глубинно-насосного оборудования и штангового насоса на больший типоразмер.What is new is that the anti-sand anchor is equipped with a container of branch pipes connected by adapters, which make it possible to install outer casings on each branch pipe through the coupling, having an expanding socket in the form of a truncated cone in the upper part, and a plug in the lower part of the container, depression is created before replacing the pump with a larger size in cycles, forcing the withdrawal of fluid to remove mechanical impurities from the reservoir, change the swing frequency of the rod pump drive balancer using a frequency-controlled electric drive from the maximum possible for the rod pump drive with a decrease in pump submergence under the dynamic level by 100 meters to the minimum possible at least 1 swings per minute until the pump is immersed under a dynamic level of at least 500 meters, the change in the dynamic level is monitored with an echo sounder and sampling is carried out for the content of mechanical impurities in the liquid during the drawdown cycle, the number of drawdown cycles is from 5 to obtain and the dynamics of reducing the content of mechanical impurities, then they replace the downhole pumping equipment and the rod pump with a larger size.
На фиг. 1 показана схема реализации способа при создании циклов депрессии с изменением отбора жидкости, гдеIn FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method when creating depression cycles with a change in fluid withdrawal, where
1 – колонна НКТ, 2 – штанговый насос, 3 – колонна насосных штанг, 4 – привод штангового насоса, 5 – противопесочный якорь, 6 – переводная муфта, 7 – патрубки контейнера противопесочного якоря, 8 – заглушка, 9 – муфта, 10 – переходник, 11 – внешний кожух, 12 – раструб кожуха, 13 – частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП), 14 – пласт, 15 – динамический уровень.1 - tubing string, 2 - rod pump, 3 - sucker rod string, 4 - rod pump drive, 5 - sand anchor, 6 - transfer sleeve, 7 - sand anchor container nozzles, 8 - plug, 9 - sleeve, 10 - adapter , 11 - outer casing, 12 - casing bell, 13 - frequency-controlled electric drive (CVED), 14 - reservoir, 15 - dynamic level.
Сущность способа заключается в следующем. The essence of the method is as follows.
Устанавливают на приеме насоса противопесочный якорь с контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушки в нижней части контейнера.An anti-sand anchor is installed at the pump inlet with a container of branch pipes connected by adapters, which make it possible to install outer casings on each branch pipe through the coupling, having an expanding socket in the form of a truncated cone in the upper part, and a plug in the lower part of the container.
Переходник имеет в верхней и нижней части внутреннюю резьбу для соединения патрубков контейнера, а также наружную резьбу в верхней части для установки кожухов.The adapter has an internal thread in the upper and lower parts for connecting the container nozzles, as well as an external thread in the upper part for installing casings.
При этом сборку и спуск компоновки осуществляют в следующем порядке: самый нижний патрубок контейнера с заглушкой в нижней части соединяют с последующим патрубком контейнера с помощью переходника с муфтой в верхней части, в которую заворачивают кожух, далее после установки всех патрубков и кожухов самый верхний патрубок контейнера через переводную муфту соединяют с противопесочным якорем, который устанавливают на прием насоса. At the same time, the assembly and descent of the layout is carried out in the following order: the lowermost branch pipe of the container with a plug in the lower part is connected to the subsequent branch pipe of the container using an adapter with a coupling in the upper part, into which the casing is wrapped, then after installing all the nozzles and casings, the uppermost nozzle of the container through a transfer sleeve, it is connected to a sand anchor, which is installed at the pump intake.
Наличие противопесочного якоря с контейнером из патрубков и кожухами позволяет обеспечить скапливание механических примесей в контейнере или кожухах при эксплуатации скважины и в периоды снижения отбора жидкости при циклических депрессиях благодаря осаждению механических примесей, вынесенных из призабойной зоны в период максимального отбора (депрессии).The presence of an anti-sand anchor with a container of nozzles and casings makes it possible to ensure the accumulation of mechanical impurities in the container or casings during well operation and during periods of reduced fluid production during cyclic drawdowns due to the settling of mechanical impurities removed from the bottomhole zone during the period of maximum production (depressions).
Замеряют пластовое и забойное давления. Выявляют скважины с добывными возможностями (продуктивность скважины или потенциальный дебит жидкости и нефти соответственно), превышающими производительность установки штангового глубинного насоса, когда забойное давление превышает проектное значение, и определяется при замере забойного давления отбивкой динамического уровня. Замеряют пластовое давление отбивкой статического уровня с остановкой скважины. Определяют коэффициент продуктивности скважин.Reservoir and bottomhole pressures are measured. Wells are identified with production capabilities (well productivity or potential flow rate of liquid and oil, respectively) exceeding the productivity of the sucker rod pump installation when the bottomhole pressure exceeds the design value, and is determined by measuring the bottomhole pressure by dynamic level tapping. Reservoir pressure is measured by static level beating with well shut-in. Well productivity coefficient is determined.
Подключают частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) к станции управления привода штангового насоса.Connect the frequency-controlled electric drive (VREP) to the control station of the rod pump drive.
До замены насоса на больший типоразмер создают циклы депрессии форсированием отбора жидкости для выноса механических примесей из пласта изменением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее одного качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров. Производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии. Количество циклов депрессии от 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, что является признаком прекращения их выноса из пласта. Механические примеси (песок, проппант) частично поднимаются на поверхность при циклах депрессии изношенным насосом, остальная часть скапливается в контейнере противопесочного якоря или в наружных кожухах. При форсировании отбора жидкости за счет уменьшения динамического уровня создается депрессия на пласт и вынос механических примесей. Продолжение работы с уменьшением числа качаний без остановки привода необходимо, чтобы исключить оседание механических примесей, находящихся в колонне НКТ, в насос и исключения заклинивания плунжера в цилиндре насоса. При этом за счет уменьшения отбора происходит восстановление забойного давления и рост динамического уровня. Before replacing the pump with a larger size, drawdown cycles are created by forcing the withdrawal of fluid to remove mechanical impurities from the reservoir by changing the swing frequency of the rod pump drive balancer using a frequency-controlled electric drive from the maximum possible for the rod pump drive with a decrease in pump submergence under the dynamic level by 100 meters to the minimum possible at least one pump per minute until the pump is immersed under a dynamic level of at least 500 meters. Changes in the dynamic level are controlled by an echo sounder and sampling is carried out for the content of mechanical impurities in the liquid during the depression cycle. The number of drawdown cycles is from 5 to obtain the dynamics of a decrease in the content of mechanical impurities, which is a sign of the termination of their removal from the reservoir. Mechanical impurities (sand, proppant) partially rise to the surface during depression cycles with a worn pump, the rest accumulates in the sand anchor container or in the outer casings. When forcing fluid withdrawal due to a decrease in the dynamic level, a depression is created on the reservoir and the removal of mechanical impurities. Continuation of work with a decrease in the number of swings without stopping the drive is necessary to prevent the settling of mechanical impurities in the tubing string into the pump and to prevent the plunger from jamming in the pump cylinder. At the same time, due to the reduction in production, the bottomhole pressure is restored and the dynamic level increases.
Затем при проведении подземного ремонта скважины выполняют замену глубинно-насосного оборудования и штангового насоса на больший типоразмер. Заменяют глубинно-насосное оборудование с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.Then, when carrying out underground workover of the well, the downhole pumping equipment and the rod pump are replaced with a larger standard size. The downhole pumping equipment is replaced with an increase in the standard size of the rod pump for maximum fluid withdrawal, provided that the design bottomhole pressure is ensured.
Предлагаемая последовательность выполнения способа позволяет повысить надежность работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличить межремонтный период работы установки ГНО за счет предотвращения его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости и увеличить КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, с увеличением типоразмера насоса.The proposed sequence of execution of the method makes it possible to increase the reliability of the rod pump during operation and increase the overhaul period of the GNO unit by preventing its clogging and wear by mechanical impurities from the reservoir as a result of creating depression by increasing fluid withdrawal and increase the efficiency of the unit due to operation with optimal parameters of the rod pump drive with an increase in the productivity of wells equipped with sucker rod pump units, with an increase in the pump size.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
1. Перед пуском скважины в эксплуатацию устанавливают на приеме насоса противопесочный якорь с контейнером из патрубков, соединенных переходниками, обеспечивающими возможность установки на каждый патрубок через муфту наружных кожухов, имеющих в верхней части расширяющийся раструб в виде усеченного конуса, и заглушки в нижней части контейнера.1. Before putting the well into operation, an anti-sand anchor is installed at the pump intake with a container of branch pipes connected by adapters, which make it possible to install outer casings on each branch pipe through the sleeve, having an expanding socket in the form of a truncated cone in the upper part, and a plug in the lower part of the container.
2. Выявляют скважины с добывными возможностями, превышающими производительность установки (забойное давление превышает проектное значение, определяется при замере забойного давления отбивкой динамического уровня).2. Wells with production capabilities exceeding the capacity of the unit are identified (bottomhole pressure exceeds the design value, determined by measuring the bottomhole pressure by dynamic level beating).
3. Замеряют пластовое давление отбивкой статического уровня с остановкой скважины, определяют коэффициент продуктивности.3. Reservoir pressure is measured by a static level beating with a well shut-in, and the productivity factor is determined.
4. Подбирают ГНО (в том числе типоразмер насоса) для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.4. GNO is selected (including the pump size) for maximum fluid withdrawal, provided that the design bottomhole pressure is ensured.
5. Подключают ЧРЭП к станции управления привода штангового насоса.5. Connect the CREP to the rod pump drive control station.
6. Создают циклы депрессии форсированием отбора жидкости для выноса механических примесей из пласта изменением частоты качаний балансира привода штангового насоса с помощью частотно-регулируемого электропривода (ЧРЭП) от максимально возможного для привода штангового насоса со снижением погружения насоса под динамический уровень на 100 метров до минимально возможного не менее 1 качания в минуту до восстановления погружения насоса под динамический уровень не менее 500 метров. При этом производят контроль изменения динамического уровня эхолотом и отбор проб на содержание механических примесей в жидкости во время цикла депрессии, количество циклов депрессии не менее 5 до получения динамики снижения величины содержания механических примесей, что является признаком прекращения их выноса из пласта. Механические примеси (песок, проппант) частично поднимаются на поверхность при циклах депрессии изношенным насосом, остальные скапливаются в контейнере противопесочного якоря или в наружных кожухах (представляют собой патрубки из НКТ 89 мм, имеющие в верхней части расширяющиеся раструбы в виде усеченного конуса).6. Depression cycles are created by forcing fluid withdrawal to remove mechanical impurities from the formation by changing the swing frequency of the rod pump drive balancer using a frequency-controlled electric drive (VFD) from the maximum possible for the rod pump drive with a decrease in pump submergence under the dynamic level by 100 meters to the minimum possible at least 1 pump per minute until the pump is immersed under a dynamic level of at least 500 meters. At the same time, the change in the dynamic level is controlled by an echo sounder and sampling is carried out for the content of mechanical impurities in the liquid during the drawdown cycle, the number of drawdown cycles is at least 5 until the dynamics of the decrease in the content of mechanical impurities is obtained, which is a sign of the termination of their removal from the formation. Mechanical impurities (sand, proppant) partially rise to the surface during depression cycles with a worn pump, the rest accumulate in the sand anchor container or in outer casings (they are 89 mm tubing pipes with expanding truncated cone sockets in the upper part).
При форсировании отбора жидкости за счет уменьшения динамического уровня создается депрессия на пласт и вынос механических примесей. Продолжение работы с уменьшением числа качаний без остановки привода необходимо, чтобы исключить оседание механических примесей, находящихся в колонне НКТ, в насос и исключения заклинивания плунжера в цилиндре насоса. При этом за счет уменьшения отбора происходит восстановление забойного давления и рост динамического уровня. When forcing fluid withdrawal due to a decrease in the dynamic level, a depression is created on the reservoir and the removal of mechanical impurities. Continuation of work with a decrease in the number of swings without stopping the drive is necessary to prevent the settling of mechanical impurities in the tubing string into the pump and to prevent the plunger from jamming in the pump cylinder. At the same time, due to the reduction in production, the bottomhole pressure is restored and the dynamic level increases.
7. Подъем изношенного ГНО с механическими примесями в контейнере и наружных кожухах, далее спуск ГНО с увеличением типоразмера штангового насоса для максимального отбора жидкости при условии обеспечения проектного забойного давления.7. Lifting the worn-out GNO with mechanical impurities in the container and outer casings, then lowering the GNO with an increase in the standard size of the rod pump for maximum fluid withdrawal, provided that the design bottom hole pressure is ensured.
Пример реализации способа.An example of the implementation of the method.
Перед пуском в эксплуатацию спустили с скважину компоновку ГНО: штанговый глубинный насос диаметром плунжера 32 мм на глубину 1500 м на колонне НКТ 73 мм и штангах 22 мм и 19 мм по 750 м. Прием насоса оборудовали противопесочным якорем с контейнером из 20 НКТ диаметром 60 мм с заглушкой в нижней части (длина контейнера 200 м). НКТ контейнера соединены между собой переходниками с внутренней резьбой НКТ 60 мм с наружной резьбой НКТ 89 мм в верхней части, на которых через муфту установлены кожухи из НКТ 89 мм с расширением в виде усеченного конуса в верхней части. Диаметр максимального расширения должен быть меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны на 8-10 мм для предотвращения создания сопротивления потоку жидкости и одновременно максимального улавливания осаждаемых механических примесей, что позволяет исключить необходимость промывки или очистки забоя скважины при замене насоса.Before putting into operation, the GNO layout was lowered from the well: a sucker rod pump with a plunger diameter of 32 mm to a depth of 1500 m on a tubing string of 73 mm and rods of 22 mm and 19 mm, 750 m each. The pump intake was equipped with an anti-sand anchor with a container of 20 tubing with a diameter of 60 mm with a plug at the bottom (container length 200 m). The tubing of the container is interconnected by adapters with an internal thread of tubing 60 mm with an external thread of tubing 89 mm in the upper part, on which casings made of tubing 89 mm with an extension in the form of a truncated cone in the upper part are installed through the coupling. The maximum expansion diameter should be less than the inner diameter of the production string by 8-10 mm to prevent the creation of resistance to fluid flow and at the same time to maximize the trapping of precipitated mechanical impurities, which eliminates the need to flush or clean the bottom of the well when replacing the pump.
Первоначально скважина эксплуатировалась с дебитом по жидкости 7 м3/сут при динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм, с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 4 в минуту.Initially, the well was operated with a liquid flow rate of 7 m 3 /day at a dynamic level of 1300 m, corresponding to a design bottomhole pressure of 70 atm, with drive parameters:
После определенного периода эксплуатации и проведения геолого-технических мероприятий на влияющей нагнетательной скважине произошло увеличение динамического уровня до 900 м при сохранении дебита жидкости без изменений, что говорит об увеличении добывных возможностей скважины.After a certain period of operation and carrying out geological and technical measures on the influencing injection well, an increase in the dynamic level to 900 m occurred while maintaining the fluid flow rate unchanged, which indicates an increase in the production capabilities of the well.
Произвели исследование с замером статического и динамического уровней, расчетом значений забойного и пластового давлений, коэффициента продуктивности, при этом потенциальный дебит скважины по жидкости составил 16 м3/сут. A study was carried out with the measurement of static and dynamic levels, the calculation of the values of bottomhole and reservoir pressures, the productivity factor, while the potential flow rate of the well in terms of fluid was 16 m 3 /day.
Данному дебиту жидкости соответствует штанговый насос диаметром плунжера 44 мм с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 3,5 в минуту и глубиной спуска 1500 м, а также динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм.This liquid flow rate corresponds to a rod pump with a plunger diameter of 44 mm with drive parameters:
Произвели подключение ЧРЭП к станции управления привода, создали 5 циклов депрессии с изменением числа качаний балансира привода от 8 до 1 в минуту, с отборами жидкости соответственно от 14 до 2 м3/сут спущенным насосом диаметром 32 мм. При этом динамический уровень менялся от 1400 м при максимальном отборе до 1000 м при минимальном отборе. После прекращения тенденции увеличения концентрации взвешенных частиц по результатам анализа отбираемых проб прекратили циклы депрессии (проведено 6 циклов).The CREP was connected to the drive control station, created 5 cycles of depression with a change in the number of swings of the drive balancer from 8 to 1 per minute, with liquid withdrawals, respectively, from 14 to 2 m 3 /day by a deflated pump with a diameter of 32 mm. In this case, the dynamic level varied from 1400 m with the maximum selection to 1000 m with the minimum selection. After the end of the tendency to increase the concentration of suspended particles, according to the results of the analysis of the samples taken, the cycles of depression were stopped (6 cycles were carried out).
Произвели подъем спущенного ГНО в том, числе контейнер противопесочного якоря и внешние кожухи с извлеченными механическими примесями из призабойной зоны. Далее произвели спуск ГНО с увеличенным типоразмером штангового насоса – диаметром плунжера 44 мм на глубину 1500 м с параметрами привода: длина хода 3 метра, число качаний 3,5 в минуту. Прирост по жидкости составил 9 м3/сут при динамическом уровне 1300 м, соответствующем проектному забойному давлению 70 атм.The deflated GNO was lifted, including the container of the anti-sand anchor and outer casings with the extracted mechanical impurities from the bottomhole zone. Further, the GNO was lowered with an increased standard size of the rod pump - a plunger diameter of 44 mm to a depth of 1500 m with drive parameters:
Прием насоса также может быть повторно оборудован противопесочным якорем с контейнером из 20 НКТ диаметром 60 мм и внешними кожухами из НКТ 89 мм для возможной последующей оптимизации отбора жидкости. The pump suction can also be re-equipped with a sand anchor with a 60mm 20mm tubing container and 89mm tubing outer casings for possible subsequent optimization of fluid recovery.
Таким образом, предлагаемый способ повышает надежность работы штангового насоса в процессе эксплуатации и увеличивает на 200-300 суток МРП работы установки за счет предотвращения его засорения и износа механическими примесями из пласта в результате создания депрессии увеличением отбора жидкости и увеличение КПД установки благодаря работе с оптимальными параметрами привода штангового насоса при повышении производительности скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов, увеличением типоразмера насоса.Thus, the proposed method improves the reliability of the rod pump during operation and increases the MCI of the plant by 200-300 days by preventing its clogging and wear by mechanical impurities from the formation as a result of creating depression by increasing fluid withdrawal and increasing the efficiency of the unit due to operation with optimal parameters sucker rod pump drive with an increase in the productivity of wells equipped with sucker rod pump units, an increase in the pump size.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2792479C1 true RU2792479C1 (en) | 2023-03-22 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117214026A (en) * | 2023-11-09 | 2023-12-12 | 东北石油大学三亚海洋油气研究院 | Experimental device and experimental method for researching deformation eccentric wear of sucker rod |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153063C1 (en) * | 1998-12-01 | 2000-07-20 | Нефтегазодобывающее управление "Ижевскнефть" | Method of increasing productivity of wells equipped by sucker-rod pumps |
| RU2202034C2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-10 | ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" | Procedure bringing well to optimum condition after repair |
| RU2280151C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-07-20 | Закрытое Акционерное Общество "Промышленная группа "Инженерные технологии", ЗАО ПГ "Инженерные технологии" | Automatic control method and device for oil production process |
| RU2532488C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-10 | Закрытое акционерное общество "Промышленная группа "Инженерные технологии" (ЗАО ПГ "Инженерные технологии") | Method to optimise oil production |
| US20160265321A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-15 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Well Pumping System Having Pump Speed Optimization |
| CN106321071B (en) * | 2016-08-31 | 2020-04-21 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | Production parameter optimization method for oil pumping unit |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153063C1 (en) * | 1998-12-01 | 2000-07-20 | Нефтегазодобывающее управление "Ижевскнефть" | Method of increasing productivity of wells equipped by sucker-rod pumps |
| RU2202034C2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-04-10 | ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" | Procedure bringing well to optimum condition after repair |
| RU2280151C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-07-20 | Закрытое Акционерное Общество "Промышленная группа "Инженерные технологии", ЗАО ПГ "Инженерные технологии" | Automatic control method and device for oil production process |
| RU2532488C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-10 | Закрытое акционерное общество "Промышленная группа "Инженерные технологии" (ЗАО ПГ "Инженерные технологии") | Method to optimise oil production |
| US20160265321A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-15 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Well Pumping System Having Pump Speed Optimization |
| CN106321071B (en) * | 2016-08-31 | 2020-04-21 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | Production parameter optimization method for oil pumping unit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117214026A (en) * | 2023-11-09 | 2023-12-12 | 东北石油大学三亚海洋油气研究院 | Experimental device and experimental method for researching deformation eccentric wear of sucker rod |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2165035C2 (en) | System and method of control of pumping unit | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| RU2792479C1 (en) | Method for optimizing fluid recovery from a well equipped with a sucker rod pump | |
| CA2445787C (en) | Method of operation of a well jet device in well testing and development and the well jet device for carrying out said method | |
| CN103470233A (en) | Heavy oil reservoir natural gas huff-puff oil production process system and oil production method | |
| CN216517938U (en) | Self-filling sand-proof wax-proof extract production tool | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| CN112554835B (en) | Snubbing completion operation process method | |
| CN110700777B (en) | System and method for flushing coal ash in coal-bed gas well by using nitrogen foam flushing fluid | |
| CN201045290Y (en) | Large hollow stem oil pumping system | |
| RU2330936C2 (en) | Method of lifting of fluid from well | |
| CN108397186B (en) | Horizontal well temperature exciting water finding device and method | |
| CN114856495A (en) | Underground device for testing gas-water output profile of coal bed gas combined production well | |
| CN206220933U (en) | Oil production device | |
| RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
| RU2796714C1 (en) | Operation method of plug-in borehole rod pump | |
| RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery | |
| RU2622961C1 (en) | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing | |
| CN113389528B (en) | Performance testing device and method for underground cyclone sand remover | |
| RU2787502C1 (en) | Method for operating and repairing a well equipped with a downhole rod pumping unit in conditions complicated by a decrease in the productivity of the bottomhole formation zone | |
| RU2256103C1 (en) | Method of operation of horizontal well ejector multifunctional formation tester | |
| RU2750016C1 (en) | Method for sealing defect in working column of production well (options) | |
| RU2761909C1 (en) | Method for pressure testing of operational casing column of idle well | |
| RU2221133C2 (en) | Process of fluid lifting from well and gear for its realization | |
| RU2720845C1 (en) | Downhole pump filter |