RU2515646C1

RU2515646C1 - Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump

Info

Publication number: RU2515646C1
Application number: RU2012157883/03A
Authority: RU
Inventors: Михаил Петрович Пасечник; Евгений Петрович Молчанов; Анатолий Степанович Коряков
Original assignee: Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" (ОАО "Газпромнефть-ННГГФ"); Михаил Петрович Пасечник; Евгений Петрович Молчанов; Анатолий Степанович Коряков
Priority date: 2012-12-27
Filing date: 2012-12-27
Publication date: 2014-05-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes running-in at the flow string of an electric-centrifugal pump and a liner of tubing with the perforated lower part, isolation of liquid flow in tubular annulus by a packer installed at the liner and regulation of flow direction in order to distribute it through the inner cavity of the flow string and tubular annulus. According to the invention before running-in a return valve is installed at the liner end and the flow string is perforated in the area of the well head. Perforated holes are made in the flow string in the area of the well head. These perforated holes are 1.5-2 times bigger than the perforated holes in the lower part of the liner.

EFFECT: improvement of the method.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов (ЭЦН).The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the production of fluids from deep wells using deep pumps such as electric centrifugal pumps (ESP).

Известен способ добычи нефти (см. патент RU 2177534, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.12.2001), в котором на насосно-компрессорных трубах (НКТ) устанавливают два насоса - ЭЦН в зоне динамического уровня скважинного флюида и струйный насос на конце колонны НКТ, спущенной до уровня кровли пласта, в НКТ заливают нефть до устья скважины и включают прямую или обратную подачу ЭЦН с созданием кольцевой прокачки жидкости по НКТ и межтрубному пространству через радиальные отверстия, выполненные в НКТ выше ЭЦН и на уровне струйного насоса. В результате создается режим депрессии на пласт и осуществляется откачка флюида на устье скважины в систему сбора нефти. Установка струйного насоса, через который циркулирует жидкость из межтрубья, способствует уменьшению гидростатического давления столба откачиваемой по НКТ жидкости.A known method of oil production (see patent RU 2177534, IPC ЕВВ 43/00, published on December 27, 2001), in which two pumps are installed on tubing pipes (ESP) in the zone of the dynamic level of the borehole fluid and a jet pump at the end tubing strings lowered to the formation roof level, oil is poured into the tubing to the wellhead and includes direct or reverse supply of ESP with the creation of annular fluid pumping through the tubing and annular space through radial holes made in the tubing above the ESP and at the level of the jet pump. As a result, a depression mode is created on the formation and fluid is pumped out at the wellhead into the oil recovery system. The installation of a jet pump through which fluid from the annulus circulates helps to reduce the hydrostatic pressure of the column of fluid pumped through the tubing.

Известный способ усложнен использованием струйного насоса и дополнительного пакера, установленного выше ЭЦН. Установка дополнительного пакера, кроме того, уменьшает высоту столба жидкости в межтрубном пространстве, а следовательно, и значение гидростатического давления этого столба, тем самым снижая производительность ЭЦН.The known method is complicated by the use of a jet pump and an additional packer installed above the ESP. The installation of an additional packer, in addition, reduces the height of the liquid column in the annulus, and consequently, the hydrostatic pressure of this column, thereby reducing the performance of the ESP.

Наиболее близкими к предлагаемому изобретению являются способ эксплуатации добывающей скважины и оборудование для его осуществления (см. патент RU 2291957, МПК Е21В 43/18, Е21В 43/25, опубл. 20.01.2007). Известный способ включает спуск на НКТ электроцентробежного насоса и хвостовика, выполненного из колонны НКТ с перфорированной нижней частью и содержащего источник упругих колебаний, изоляцию пакером потока жидкости в межтрубном пространстве и регулирование направления потока добываемой жидкости для распределения потока через источник упругих колебаний и в межтрубное пространство. Установка пакера и хвостовика с перфорированной нижней частью способствует откачке флюида, направлению пластовой жидкости во внутреннюю полость колонны НКТ и позволяет создавать требуемую скорость восходящего потока флюида по колонне труб на устье скважины.Closest to the proposed invention are a method of operating a producing well and equipment for its implementation (see patent RU 2291957, IPC ЕВВ 43/18, ЕВВ 43/25, publ. 20.01.2007). The known method includes the descent to the tubing of an electric centrifugal pump and liner made of a tubing string with a perforated bottom and containing a source of elastic vibrations, isolation by the packer of the fluid flow in the annulus and regulating the flow direction of the produced fluid to distribute the flow through the elastic oscillation source and into the annulus. Installing a packer and liner with a perforated lower part helps to pump out fluid, direct formation fluid into the internal cavity of the tubing string and allows you to create the required speed of the upward fluid flow through the pipe string at the wellhead.

Известная группа изобретений предназначена для эксплуатации, преимущественно, в осложненных условиях разработки скважин, и для достижения технического результата заявленного изобретения представляется избыточно сложной.A well-known group of inventions is intended for operation, mainly in difficult conditions for well development, and to achieve a technical result of the claimed invention seems to be excessively complex.

Технический результат изобретения заключается в повышении производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине за счет снижения гидравлической нагрузки на ЭЦН, и в повышении эффективности способа путем снижения энергетических затрат на подъем жидкости за счет совершения полезной работы циркулирующей жидкостью.The technical result of the invention is to increase the productivity of the ESP and the possibility of increasing the depth of its installation in the well by reducing the hydraulic load on the ESP, and to increase the efficiency of the method by reducing the energy costs of raising the fluid by performing useful work with the circulating fluid.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем спуск на НКТ электроцентробежного насоса и хвостовика из колонны НКТ с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны НКТ и межтрубное пространство, согласно изобретению, на конце хвостовика устанавливают обратный клапан, перфорируют колонну НКТ в зоне устья скважины, а перфорационные каналы в колонне НКТ выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов хвостовика.The specified technical result is achieved by the fact that in the method of operating the well, which includes launching the electric centrifugal pump and liner from the tubing string with a perforated lower part onto the tubing, isolating the fluid flow in the annulus with a packer installed on the liner and adjusting the direction of fluid flow to distribute it through the internal the cavity of the tubing string and the annulus according to the invention, a check valve is installed at the end of the liner, the tubing string is perforated in the area of the wellhead, and perforation channels in the tubing string perform 1.5-2 times more perforation channels of the liner.

Установка на конце хвостовика обратного клапана позволяет предотвратить переток жидкости из межтрубного пространства над пакером в скважину под пакером и вместе с тем не препятствует доступу жидкости из подпакерной зоны скважины к приему нижней секции насоса.Installing a check valve at the end of the liner shank prevents the flow of fluid from the annulus above the packer into the well below the packer and at the same time does not prevent fluid from the sub-packer zone of the well from reaching the bottom of the pump.

Выполнение верхней группы перфорационных каналов в колонне НКТ в зоне устья наряду с наличием каналов в нижней части хвостовика обеспечивает устойчивую циркуляцию жидкости в скважине через внутреннюю полость колонны НКТ и межтрубное пространство.The implementation of the upper group of perforation channels in the tubing string in the wellhead along with the presence of channels in the lower part of the liner ensures stable circulation of fluid in the borehole through the inner cavity of the tubing string and the annulus.

Выполнение размеров перфорационных каналов в колонне НКТ с превышением размеров таких каналов в нижней части хвостовика в 1,5-2 раза обеспечивает постоянное наличие столба жидкости в межтрубном пространстве и устойчивую циркуляцию жидкости в скважине.The dimensions of the perforation channels in the tubing string exceeding the sizes of such channels in the lower part of the liner by 1.5-2 times ensure the constant presence of a liquid column in the annulus and stable fluid circulation in the well.

В совокупности отличительные признаки предложенного изобретения создают условия, когда гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве стабильно компенсирует давление столба жидкости в восходящем по колонне НКТ потоке. Тем самым уменьшается гидравлическая нагрузка на ЭЦН, что способствует повышению производительность ЭЦН и увеличению глубины его установки. Непрерывная циркуляция жидкости совершает полезную работу, снижая энергетические затраты на подъем восходящего на устье скважины потока жидкости и тем самым повышая эффективность способа эксплуатации скважины.Together, the distinctive features of the proposed invention create conditions when the hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus stably compensates for the pressure of the liquid column in the upstream tubing string. Thus, the hydraulic load on the ESP is reduced, which contributes to an increase in ESP performance and an increase in the depth of its installation. Continuous fluid circulation does a useful job, reducing the energy cost of raising the upward flow of fluid at the wellhead, and thereby increasing the efficiency of the method of operating the well.

На чертеже представлено оборудование для осуществления заявленного способа. Оборудование содержит колонну НКТ 1, на которой спускают ЭЦН 2. Под ЭЦН 2 прикреплен хвостовик 3 из насосно-компрессорных труб, который для реализации назначения изобретения нет необходимости делать длинным. Хвостовик 3 содержит пакер 4, распакерованный на обсадную колонну 5. Нижняя часть хвостовика 3 перфорирована каналами 6. На конце хвостовика 3 под пакером 4 установлен обратный клапан 7. В верхней части колонны НКТ 1, в непосредственной близи к устью скважины, имеются перфорационные каналы 8, выполненные для гидравлического сообщения внутренней полости 9 колонны НКТ 1 и межтрубного пространства 10.The drawing shows equipment for implementing the inventive method. The equipment contains a tubing string 1, on which the ESP 2 is lowered. Under the ESP 2, a shank 3 of tubing is attached, which for the purpose of the invention does not need to be made long. The liner 3 contains a packer 4, unpacked on the casing 5. The lower part of the liner 3 is perforated by channels 6. At the end of the liner 3 under the packer 4 there is a check valve 7. At the top of the tubing string 1, in the immediate vicinity of the wellhead, there are perforation channels 8 made for hydraulic communication of the inner cavity 9 of the tubing string 1 and the annular space 10.

Предложенное изобретение работает следующим образом.The proposed invention works as follows.

В обсадную колонну 5 спускают компоновку из колонны НКТ 1, глубинного электроцентробежного насоса 2, хвостовика 3 с пакером 4.The casing 5 is run down from the tubing string 1, the electric submersible centrifugal pump 2, liner 3 with packer 4.

После спуска ЭЦН 2 на запланированную глубину раскрывают пакер 4, изолируя потоки жидкости в скважине. Запускают в работу ЭЦН 2.After the descent of the ESP 2 to the planned depth, the packer 4 is opened, isolating the fluid flows in the well. ESP 2 is launched.

В процессе работы ЭЦН 2 во внутренней полости хвостовика 3 ниже перфорационных каналов 6 образуется разрежение, в результате чего обратный клапан 7 открывается и ЭЦН 2 забирает жидкость из подпакерного пространства скважины, объемы которой тем больше, чем выше производительность насоса 2. Поток добываемой жидкости проходит через обратный клапан 7, поднимается по внутренней полости 9 колонны НКТ 1 и на уровне перфорационных каналов 8 распределяется на восходящий поток, направляемый на устье скважины в систему сбора, и на отводимый поток, направляемый в межтрубное пространство 10. Отводимый поток образует в межтрубье 10 столб жидкости, создающий избыточное гидростатическое давление, благодаря чему жидкость закачивается через перфорационные каналы 6 по хвостовику 3 в ЭЦН 2 и способствует выталкиванию жидкости из полости 9 по колонне НКТ 1 на устье скважины. Нагрузка на ЭЦН при этом сводится к преодолению гидравлических потерь. В таких условиях производительность насоса многократно возрастает. Это позволяет компенсировать потери жидкости в потоке, отводимом через каналы 8 в межтрубье 10, и увеличивать глубину спуска ЭЦН 2 в несколько раз, поскольку гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве 10 компенсирует подачу восходящего потока жидкости, независимо от глубины. С увеличением глубины установки ЭЦН 2 возрастают только гидравлические потери от перемещения столба жидкости во внутренней полости 9 колонны НКТ 1.During the operation of ESP 2 in the inner cavity of the liner 3 below the perforation channels 6, a vacuum is formed, as a result of which the check valve 7 opens and ESP 2 draws fluid from the sub-packer space of the well, the volumes of which are greater, the higher the productivity of pump 2. The flow of produced fluid passes through non-return valve 7, rises along the internal cavity 9 of the tubing string 1 and at the level of the perforation channels 8 is distributed to the upward flow directed to the wellhead into the collection system, and to the diverted flow, for example injected into the annulus 10. The diverted flow forms a column of fluid in the annulus 10, creating excessive hydrostatic pressure, due to which the fluid is pumped through the perforation channels 6 along the liner 3 to ESP 2 and helps to expel the fluid from the cavity 9 through the tubing string 1 at the wellhead. The load on the ESP is reduced to overcoming hydraulic losses. In such conditions, the pump performance increases many times. This allows you to compensate for the loss of fluid in the flow diverted through the channels 8 in the annulus 10, and to increase the descent depth of the ESP 2 several times, since the hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus 10 compensates for the upward flow of fluid, regardless of depth. With increasing depth of the ESP 2 installation, only hydraulic losses from the movement of the liquid column in the inner cavity 9 of the tubing string 1 increase.

Claims

A method of operating a well, including the descent on a tubing string of an electric centrifugal pump and liner from tubing with a perforated bottom, isolating the fluid flow in the annulus with a packer mounted on the liner, and adjusting the direction of fluid flow to distribute it through the interior of the column tubing and annulus, characterized in that before the descent into the well, a check valve is installed at the end of the liner and perforation A string of tubing is formed in the area of the wellhead, while perforation channels in the string of tubing in the area of the wellhead perform 1.5-2 times more perforation channels in the lower part of the liner.