SU1645468A1 - Method of bottom-hole pumping - Google Patents
Method of bottom-hole pumping Download PDFInfo
- Publication number
- SU1645468A1 SU1645468A1 SU884490315A SU4490315A SU1645468A1 SU 1645468 A1 SU1645468 A1 SU 1645468A1 SU 884490315 A SU884490315 A SU 884490315A SU 4490315 A SU4490315 A SU 4490315A SU 1645468 A1 SU1645468 A1 SU 1645468A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- production
- rod
- column
- string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Description
1one
(21)4490315/03(21) 4490315/03
(22)06.10.88(22) 10/06/88
C46J 30.04.91. Бюл. 16C46J 04/30/91. Bul sixteen
(71)Всесоюзный нефт ной научно-исследовательский институт по технике безопасности(71) All-Union Petroleum Safety Research Institute
(72)Б.А,Кирш(72) B.A., Kirsch
(53)622.275.5 (088.8)(53) 622.275.5 (088.8)
(56)Молчанов А.Г. и Чичеров В.Л. Нефтепромысловые «ашины и механизмы. М.- Недра, 1983, с. 55.(56) Molchanov A.G. and Chicherov V.L. Oilfield “tires and mechanisms. M.- Nedra, 1983, p. 55.
Авторское свидетельство СССР V 754038, кл. Е 21 В 17/10, 1973.USSR author's certificate V 754038, cl. E 21 B 17/10, 1973.
Патент США W 4/141 10, кл. Е 21 В 17/10, 166-68, 1987.US patent W 4/141 10, cl. E 21 B 17/10, 166-68, 1987.
(54)СПОСОБ ГЛУБИННО-НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ(54) METHOD FOR DEPTH-PUMPING OPERATION
(57)Изобретение относитс к нефт ной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких скважин. Цель изобретени - увеличение глубины спуска скважинного(57) The invention relates to the oil industry, in particular to the deep well pumping operation of deep wells. The purpose of the invention is to increase the depth of the downhole
штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивлений . Осуществл ют подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне скважинным штанговым насосом с наземным приводом, центрирование роликовыми центраторами колонны насосных штанг в эксплуатационной колонне, а также подъем продукции скважины по полой колонне насосных штанг, гидрав лически сообщенной с полостью эксплуатационной колонны. Рассто ние между роликовыми центраторами определ ют по математической ф-ле. При ходе колонны штанг вверх происходит ее раст жение , а при обратном ходе - сжатие . При этом центраторы исключают изгиб колонны в критических расчетных точках, а жидкость с меньшим гидравлическим сопротивлением проходит и по кольцевому пространству и по полым штангам. 6 ил., 1 табл.pump rod while reducing hydraulic resistance. The well production is lifted along the production string by a ground-driven well pump rod, centering the sucker rod string in the production string with roller centralizers, as well as lifting the well production along the hollow string of the sucker rod hydraulically in communication with the production string cavity. The distance between the roller centralizers is determined by the mathematical form. During the course of the rod string upwards, its expansion occurs, and during the reverse course - compression. In this case, the centralizers eliminate the bending of the column at critical design points, and the liquid with a lower hydraulic resistance passes through the annular space and along the hollow rods. 6 ill., 1 tab.
(Л С(Ls
Изобретение относитс к нефт ной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких г скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to the deep well pumping operation of deep wells.
Цель изобретени - увеличение глубины спуска скважинного штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивление.The purpose of the invention is to increase the depth of the downhole sucker rod pump while reducing the hydraulic resistance.
На фнг.1 схематично показано сква- жинное оборудование дл осуществлени спосооа; на фиг.2 - то же, нижн часть; на фиг.З - сечение А-А ча фиг.1; на фиг,4 - расчетна схемаFig. 1 schematically shows a downhole equipment for carrying out the method; 2 is the same, lower part; on fig.Z - section aa cha figure 1; Fig, 4 - design scheme
штанговой колочны; на фиг.З - схема компоновки центраторов с обычной штанговой колонной; на фиг.6 - схема компоновки центраторов на колонне полых штанг при подъеме нефти по полым штангам.sucker rod; Fig. 3 is a layout diagram of centralizers with a conventional rod column; figure 6 - layout of the centralizers on the column of hollow rods when lifting oil along the hollow rods.
Способ глубинно-насосной эксплуатации включает подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне 1 скважинным штанговым насосом 2 с наземньм приводом 3, центрирование роликовыми центраторами 4 колонны 5 насосных штанг в эксплуатационнойThe method of downhole pumping includes raising the production of a well along the production string 1 with a well pumping rod 2 with a ground drive 3, centering with roller centralizers 4 columns 5 of pumping rods in the production
S& Јь & U ЭЭ 30S & U & U EE 30
колонне 1, а также подъем продукции скважины по полой колонне 6 насосных штанг путем гидравлического сообщени полости последней с полостью эксx; xU ( Лcolumn 1, as well as raising the production of the well through the hollow column 6 of sucker rods by hydraulic communication of the cavity with the cavity exx; xU (L
1-11-1
JTHJth
Q ПАQ PA
30thirty
tt
djdj
3535
е Е - модуль упругости материала e E - the modulus of elasticity of the material
штанг, кг/м2; I - момент инерции поперечногоrods, kg / m2; I - the moment of inertia of the transverse
сечени штанг, м , q - вес погонного метра штанг,rod sections, m, q - weight per meter of rods,
кг/м-,20kg / m-, 20
п - коэффициент запаса прочности ,p is the factor of safety,
рассто ние от низа колонны штанг (или от скважинного насоса) до следующего цент- 25 ратора, м;distance from the bottom of the rod string (or from the well pump) to the next center, m;
экспериментально полученна величина, эквивалентна весу ут желенного низа колонны штанг, U; дебит скважины, м3/сут, плотность продукции скважины , кг/мэ ;experimentally obtained value, equivalent to the weight of the weightless bottom of the rod column, U; well rate, m3 / day, well production density, kg / me;
диаметр плунжера скважинного насоса, м;borehole pump plunger diameter, m;
длина ут желенного низа, м , внутренний диаметр эксплуатационной полости труб, м; внутренний диаметр колонны полых штанг, м ,length of the lower bottom, m, internal diameter of the operational cavity of pipes, m; inner diameter of the column of hollow rods, m,
коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости между эксплуатационной колонной, ут желенным низом .или колонной полых штанг соответственно. Эксплуатационна колонна 1 соедина с цилиндром глубинного насоса оборудованного всасывающим кланом 7. В цилиндр входит плунжер 8 нагнетательным клапаном 9. Плунжер соединен с полым переводником 10, теле которого выполнены радиальные версти 11 дл сообщени полости пох штанг 6 с внутренней полостью сплуатационной колонны 1. Полые анги 6 соедин ютс между собой роковыми центраторами 4 или обычными фтами дл компоновки колонны 6 по40 the coefficient of hydraulic resistance when the fluid moves between the production casing, the flat bottom, or the column of hollow rods, respectively. Operational column 1 is connected to the cylinder of a submersible pump equipped with a suction clan 7. Plunger 8 enters the cylinder by an injection valve 9. The plunger is connected to a hollow sub 10, the body of which has radial versts 11 for communicating the cavity of the rods 6 to the internal cavity of the operating column 1. Hollow angles 6 are interconnected by fatal centralizers 4 or conventional fta for arranging the column 6 to 40
4545
SOSO
5555
плуатационной колонны 1, причем рассто ние между роликовыми центраторами 4 определ ют из следующего соотноше-, ни :of the production column 1, the distance between the roller centralizers 4 being determined from the following ratio, nor:
00
5five
00
5 five
00
5five
OO
5five
лых штанг с помощью размерных футо- вок с заданным расчетным интервалом между центраторами.with the help of dimensional feet with a specified calculated interval between centralizers.
Центратор 4 имеет три паза под углами 120°, с размещенными в них трем роликами 12 на ос х 13. Оси 13 креп тс шайбами 14 и шплинтами 15. Центратор выполнен полым с отверстием 16 и боковыми сквозными щел ми 17 дл соединени полости полых штанг 6 с полостью эксплуатационной колонны.The centralizer 4 has three grooves at angles of 120 °, with three rollers 12 mounted on the axles 13. The axes 13 are secured with washers 14 and cotter pins 15. The centralizer is hollow with a hole 16 and side slits 17 for connecting the cavity of hollow rods 6 with the cavity of the production string.
Верхний центратор 4 соединен че. рез полую штангу с переводником 18, имеющим радиальные отверсти 19. Переводник 18 соедин етс с обычными насосными штангами 5. Центраторы 20 и 21 устанавливаютс в варианте обычной колонны штанг, а центраторы 22 и 23 устанавливаютс в варианте подъема нефти только по полым штан- .гам.The upper centralizer 4 is connected che. a hollow rod with a sub 18 having radial holes 19 is cut. The sub 18 is connected to conventional sucker rods 5. The centralizers 20 and 21 are installed in the conventional rod string version, and the centralizers 22 and 23 are installed in the oil lifting variant only on hollow rods. .
Способ осуществл ют следующим образом.The method is carried out as follows.
При ходе вверх колонны полых штанг, она раст гиваетс в одну линию и ролики 12 не касаютс стенок эксплуатационной колонны. При этом столб жидкости над нагнетательным клапаном 9 внутри полых штанг 6 и внутри эксплуатационной колонны 1 начнет подниматьс и через устье скважины поступает в линию сбора. При ходе вниз нижн часть колонны в пределах полых штанг 6 будет сжата, но не потер ет устойчивость за счет ее центрировани , а верхн 5 - раст нута. Причем жидкость, поступающа через нагнетательный клапан 9, будет направл тьс вверх, как через осевые отверсти 16 полых штанг 6, центраторов 4, так и через радиальные отверсти 11 и 19 в полость между полыми штангами 6 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 1. Ролики 12 при этомAs the columns of the hollow rods go upwards, they stretch in one line and the rollers 12 do not touch the walls of the production casing. At the same time, the liquid column above the injection valve 9 inside the hollow rods 6 and inside the production string 1 begins to rise and enters the collection line through the wellhead. During the downward movement, the lower part of the column within the hollow rods 6 will be compressed, but does not lose stability due to its centering, and the upper 5 will be stretched. Moreover, the fluid entering through the discharge valve 9 will be directed upwards, both through the axial holes of the 16 hollow rods 6, centralizers 4, and through the radial holes 11 and 19 into the cavity between the hollow rods 6 and the inner surface of the production string 1. The rollers 12 when by this
5164546351645463
будут :ерекатыватьс на своих ос х 13 по внутренней поверхности эксплуатационной колонны 1. Жидкость будетwill: roll over on their axes 13 along the inner surface of the production casing 1. The liquid will
проходить через центратор по пазам 17, расположенным под углом 120° меду роликами 12. В случае работы в песочных скважинах когда необходимо увеличить скорость подъема жидкости, чтобы предотвратить оседание песка, центраторы 22 и 23 выполн ютс без радиальных отверстий , а полые штанги продолжаютс до усть скважины (фиг. 6).pass through the centralizer through grooves 17, placed at an angle of 120 ° with honey rollers 12. In the case of work in sand wells, when it is necessary to increase the fluid lifting speed to prevent sand settling, centralizers 22 and 23 are performed without radial holes, and hollow rods continue to wells (Fig. 6).
Пример. Дл определени места установки центраторов примем ко- |лонну полых штанг DM 0,048 м. Дебит скважины Q 30 м3/сут, d 0,102 м, d 0,04 м. Модуль упругости Е 2,1 106 кг/см2 2,1« х 1,10 кг/м2 . Момент инерции I 0,05- (0,048 - 0,044) 1,36 к м.Example. To determine the location of the centralizers, we will take the column of hollow rods DM 0.048 m. The flow rate of the well Q is 30 m3 / day, d is 0.102 m, d is 0.04 m. The modulus of elasticity is E 2,16 kg / cm2 2.1 "x 1 10 kg / m2. The moment of inertia I 0.05 - (0.048 - 0.044) 1.36 to m.
Погонный вес колонны полых штанг вместе с муфтой q 4,45 кг/м (считаем , что вес муфты приблизительно равен весу центратора).The linear weight of the column of hollow rods together with the coupling q is 4.45 kg / m (we assume that the weight of the coupling is approximately equal to the weight of the centralizer).
Коэффициент запаса прочности п 1,2. Длина ут желенного низа дл веса 250 кг, L 20 м. Длина полых штанг дл веса 250 кгThe safety factor n 1.2. Length of fitted bottom for weight 250 kg, L 20 m. Length of hollow rods for weight 250 kg
1 25° 1 4/51 25 ° 1 4/5
56 м.56 m.
После подстановки и решени получимAfter substitution and solution we get
0+3,14 0 + 3.14
ЛL
10ten
li 36-10 7li 36-10 7
4,45 -1,2(56-0)4.45 -1.2 (56-0)
72Л2272L22
AJsT1AJsT1
9,6 м,9.6 m,
n L 72,22 9,6 + --Ј,n L 72.22 9.6 + --Ј,
,4,four
72 22 20,2 + л|36 ,872 22 20.2 + l | 36, 8
20,2 м, 20.2 m,
32,2 32.2
х- x-
+Ъ+ B
10nq10nq
Е IE I
-модуль упругости материала штанг, кг/м2;- module of elasticity of the material of the rods, kg / m2;
-момент инерции поперечного сечени штанг, - the moment of inertia of the cross section of the rods,
q - пес погонного метра штанг, кг/м;q - dog running meter rods, kg / m;
++
66
72.2272.22
2 М,82 M, 8
46,8 м.46.8 m
Оставша с длина Ц 56-46,8 9,2 рассчитываетс как стержень, нагруженный под действием собственного веса с одним шарнирным и другим свободным концами по формулеThe remaining length C 56-46.8 9.2 is calculated as a rod loaded under its own weight with one hinged and other free ends using the formula
2Е12E1
гдеWhere
IмIm
2,2,
тогда Р.then R.
Зл142- 2±1 -10 Z36 Zl142- 2 ± 1 -10 Z36
86 кг, 86 kg
вес же длины ,weight of the same length
9,2 4,45 40,9 кг,9.2 4.45 40.9 kg
что значительно меньше Р , поэтому больше центраторы не ставим. Аналогичным образом можно определить и некоторые другие сочетани параметров колонны глубинно-насосной установки, которые сведены в таблицу.which is significantly less than P, so we don’t install more centralizers. In a similar way, some other combinations of parameters of the downhole pumping unit can be determined, which are tabulated.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884490315A SU1645468A1 (en) | 1988-10-06 | 1988-10-06 | Method of bottom-hole pumping |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884490315A SU1645468A1 (en) | 1988-10-06 | 1988-10-06 | Method of bottom-hole pumping |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1645468A1 true SU1645468A1 (en) | 1991-04-30 |
Family
ID=21402588
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884490315A SU1645468A1 (en) | 1988-10-06 | 1988-10-06 | Method of bottom-hole pumping |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1645468A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110274093A (en) * | 2019-07-11 | 2019-09-24 | 西安安森智能仪器股份有限公司 | A kind of telecontrol equipment based on linear bearing and straight optical axis |
RU2807330C1 (en) * | 2023-06-14 | 2023-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Downhole deep pumping unit |
-
1988
- 1988-10-06 SU SU884490315A patent/SU1645468A1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110274093A (en) * | 2019-07-11 | 2019-09-24 | 西安安森智能仪器股份有限公司 | A kind of telecontrol equipment based on linear bearing and straight optical axis |
RU2807330C1 (en) * | 2023-06-14 | 2023-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Downhole deep pumping unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108868748B (en) | Method for calculating repeated fracturing fracture opening pressure of shale gas horizontal well | |
US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
US5339905A (en) | Gas injection dewatering process and apparatus | |
US4909325A (en) | Horizontal well turbulizer and method | |
CN103998783A (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
RU2007148901A (en) | CAVITY DRILLING SYSTEM | |
CN111188592B (en) | Fixed pulley suspension type single-well multi-pump balanced load low-power-consumption lifting system and method | |
CN201843600U (en) | SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) mechanical lifting circulating preheating equipment | |
RU2318999C1 (en) | Method for horizontal well bottom zone interval treatment | |
RU84048U1 (en) | BOREHOLESS COMPLEX FOR CARRYING OUT WASHLESS TECHNOLOGY | |
US20020157871A1 (en) | Apparatus and method of oscillating a drill string | |
RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
WO2004065917B1 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
SU1645468A1 (en) | Method of bottom-hole pumping | |
CN1891974A (en) | Underbalance well completion method and apparatus | |
CN111946300A (en) | Same-well same-layer multi-lateral self-injection-production downhole fluid separation self-driving well and production method | |
RU84461U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL | |
CN217080422U (en) | Double-pipe water injection device of ultra-deep fracture-cavity reservoir oil well | |
CN108547603A (en) | A kind of water flood recovery integrated pipe column and water injection oil extraction method | |
RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
CN206458385U (en) | Drifting device adopting and drifting process pipe string | |
WO2010016767A2 (en) | Subsurface reservoir drainage system | |
US5501278A (en) | Method of achieving high production rates in wells with small diameter tubulars | |
CN211573449U (en) | Coiled tubing tractor, through-scraping well-washing device and transmission perforating device | |
CN111058802B (en) | Gear suspension type single-well multi-pump liquid discharge balance load low-power-consumption lifting system and method |