RU2681770C1 - Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units - Google Patents

Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units Download PDF

Info

Publication number
RU2681770C1
RU2681770C1 RU2018121800A RU2018121800A RU2681770C1 RU 2681770 C1 RU2681770 C1 RU 2681770C1 RU 2018121800 A RU2018121800 A RU 2018121800A RU 2018121800 A RU2018121800 A RU 2018121800A RU 2681770 C1 RU2681770 C1 RU 2681770C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tubing
wellhead
overpressure
well
tubing string
Prior art date
Application number
RU2018121800A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Камил Рахматуллович Уразаков
Филюс Фанизович Давлетшин
Марат Мирсатович Нагуманов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority to RU2018121800A priority Critical patent/RU2681770C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2681770C1 publication Critical patent/RU2681770C1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: engines and pumps.SUBSTANCE: invention relates to methods for anchoring tubing with hydraulic anchors in wells operated by sucker-rod pumping units. Method includes running of a flow column – tubing with an anchor into a well at a specified interval, creating an overpressure due to pumping a fluid into the tubing string from a wellhead. At the same time, preliminarily calculate the value of a wellhead overpressure, which determines the tension of the tubing string during anchoring, and anchoring is carried out by creating a calculated wellhead overpressure, such as so that, after the well has reached the steady state of operation, a resulting axial load acting on a casing from the anchor slips created by the fluid pressure in an annulus and the tubing string, as well as the elastic force of the tubing string, took the minimum possible value for the entire cycle of well sucker-rod pump operation, including the plunger stroke up and down, and the calculated wellhead overpressure is determined by the formula.EFFECT: technical result is to increase the efficiency of anchoring tubing in wells.1 cl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам заякоривания насосно-компрессорных труб (НКТ) гидравлическими якорями в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of anchoring tubing (tubing) with hydraulic anchors in wells operated by rod pumping units.

В процессе работы установки скважинного штангового насоса (УСШН) колонна НКТ периодически подвергается упругим деформациям вследствие циклического характера прикладываемых к глубинно-насосному оборудованию нагрузок. В результате происходит уменьшение эффективной длины хода плунжера и потеря подачи насоса. Кроме того, периодический характер нагрузок, воспринимаемых насосно-компрессорными трубами, приводит к потере устойчивости нижнего конца колонны НКТ, возникновению изгибающих напряжений в колонне и ее продольному изгибу, ведущему к интенсивному износу плунжерной пары, штанг и труб и существенному снижению межремонтного периода работы скважины.During the operation of the borehole sucker rod pump (USHN) installation, the tubing string is periodically subjected to elastic deformations due to the cyclic nature of the loads applied to the downhole pumping equipment. As a result, there is a decrease in the effective stroke length of the plunger and a loss in pump flow. In addition, the periodic nature of the loads perceived by the tubing leads to a loss of stability of the lower end of the tubing string, the appearance of bending stresses in the string and its longitudinal bending, leading to intensive wear of the plunger pair, rods and pipes and a significant reduction in the overhaul period of the well.

С целью исключения деформации НКТ при работе УСШН применяются якоря-трубодержатели, устанавливаемые на нижнем конце колонны НКТ. Несмотря на наличие целого ряда отечественных и зарубежных технологий и устройств фиксирования НКТ на забое скважины, существующие технологии и методики заякоривания не предусматривают обоснование величины усилия, необходимого для натяжения колонны НКТ при заякоривании, требуя лишь, чтобы колонна насосно-компрессорных труб работала на растяжение.In order to exclude tubing deformation during USHN operation, pipe-holder anchors are used that are installed at the lower end of the tubing string. Despite the existence of a number of domestic and foreign technologies and devices for fixing tubing at the bottom of the well, existing technologies and methods for anchoring do not provide a justification of the magnitude of the force required to tension the tubing string during anchoring, requiring only that the tubing string works in tension.

Известно, что при запуске скважины в работу после проведения спуско-подъемных операций скважина обычно полностью заполнена пластовой водой (жидкостью глушения). Нижний конец НКТ в этот момент находится под воздействием продольной сжимающей нагрузки, обусловленной действием выталкивающей силы. Для того, чтобы добиться натяжения НКТ в этот момент, при заякоривании необходимо создать значительное избыточное давление на устье скважины. После выхода скважины на расчетный динамический уровень нижний конец НКТ находится под воздействием растягивающей нагрузки от веса столба жидкости.It is known that when a well is put into operation after tripping operations, the well is usually completely filled with formation water (killing fluid). The lower end of the tubing at this moment is under the influence of a longitudinal compressive load due to the action of the buoyancy force. In order to achieve tubing tension at this moment, when anchoring, it is necessary to create significant excess pressure at the wellhead. After the well reaches the calculated dynamic level, the lower end of the tubing is under the influence of a tensile load from the weight of the liquid column.

Известен способ установки якоря для насосно-компрессорных труб, включающий спуск в скважину колонны НКТ с якорем в заданный интервал, создание избыточного давления за счет закачки жидкости в колонну НКТ с устья скважины (патент РФ №2634316, МПК Е21В 23/06, опубликован 25.10.2017).A known method of installing anchors for tubing, including the descent into the borehole of a tubing string with an anchor in a predetermined interval, the creation of excess pressure by injecting fluid into the tubing string from the wellhead (RF patent No. 2634316, IPC ЕВВ 23/06, published on 25.10. 2017).

Данный способ не предусматривает определение оптимальной величины избыточного давления на устье скважины, необходимого для натяжения колонны НКТ при заякоривании.This method does not provide for determining the optimal value of the excess pressure at the wellhead, necessary for the tension of the tubing string during anchoring.

В предлагаемом изобретении ставится задача определения наиболее оптимальной величины растягивающего усилия, необходимого для натяжения колонны НКТ в заполненной скважине при проведении заякоривания насосно-компрессорных труб, при котором после выхода скважины на установившийся режим работы результирующая осевая нагрузка, действующая со стороны плашек якоря на обсадную колонну, необходимая для удержания НКТ в зафиксированном состоянии, будет минимальной.In the present invention, the task is to determine the most optimal value of the tensile force required to tension the tubing string in a filled well when anchoring the tubing, in which, after the well reaches the established operating mode, the resulting axial load acting from the side of the anchor dies on the casing, necessary to keep the tubing in a fixed state will be minimal.

Задача решается тем, что предварительно рассчитывают величину устьевого избыточного давления, определяющего натяжение колонны НКТ при заякоривании, и производят заякоривание созданием расчетного устьевого избыточного давления, такого, чтобы после выхода скважины на установившийся режим эксплуатации результирующая осевая нагрузка, действующая на обсадную колонну со стороны плашек якоря, создаваемая давлением жидкости в затрубном пространстве и колонне НКТ, а также силой упругости колонны НКТ, принимала минимально возможное значение за весь цикл работы скважинного штангового насоса, включающий ход плунжера вверх и вниз.The problem is solved by pre-calculating the wellhead overpressure value, which determines the tension of the tubing string during anchoring, and anchoring by creating the estimated wellhead overpressure, such that after the well reaches the established operating mode, the resulting axial load acting on the casing from the side of the anchor dies created by the fluid pressure in the annulus and tubing string, as well as the elastic force of the tubing string, took the lowest possible value for the entire cycle of operation of the downhole sucker rod pump comprising stroke of the plunger up and down.

На первом шаге рассчитывают деформацию колонны НКТ в заполненной скважине под действием растягивающей нагрузки, создаваемой избыточным давлением в НКТ:In the first step, the deformation of the tubing string in a filled well under the action of a tensile load created by excess pressure in the tubing is calculated:

Figure 00000001
Figure 00000001

где ρНКТ - плотность материала НКТ;where ρ tubing is the density of the tubing material;

g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity;

Figure 00000002
- площадь поперечного сечения по внешнему диаметру НКТ;
Figure 00000002
 - cross-sectional area along the outer diameter of the tubing;

Figure 00000003
- площадь поперечного сечения по внутреннему диаметру НКТ;
Figure 00000003
 - cross-sectional area along the inner diameter of the tubing;

L - глубина спуска насоса;L is the depth of the descent of the pump;

ρгл - плотность жидкости глушения (равна плотности жидкости в НКТ и затрубном пространстве в заполненной скважине);ρ hl - killing fluid density (equal to the density of the fluid in the tubing and annulus in the filled well);

рз - устьевое избыточное давление; х - лагранжева координата по длине колонны НКТ;p s - wellhead overpressure; x - Lagrangian coordinate along the length of the tubing string;

γНКТ - коэффициент, характеризующий упругие свойства материала НКТ.γ tubing - coefficient characterizing the elastic properties of the tubing material.

После фиксации колонны НКТ в натянутом положении сила натяжения в нижнем конце колонны НКТ составит величину:After fixing the tubing string in the tensioned position, the tension force in the lower end of the tubing string will be:

Figure 00000004
Figure 00000004

На втором шаге определяют нагрузки, действующие в нижнем конце колонны НКТ после выхода скважины на установившийся режим работы, обусловленные давлением жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Максимальная (растягивающая) нагрузка со стороны жидкости действует на колонну НКТ при ходе плунжера насоса вниз, когда вес жидкости в НКТ полностью воспринимается насосно-компрессорными трубами:In the second step, the loads acting at the lower end of the tubing string after the well has reached steady-state operation are determined due to fluid pressure in the tubing and annulus. The maximum (tensile) load on the liquid side acts on the tubing string during the pump plunger downward movement, when the weight of the fluid in the tubing is fully absorbed by the tubing:

Figure 00000005
Figure 00000005

где

Figure 00000006
- устьевое давление;Where
Figure 00000006
 - wellhead pressure;

ρсм - плотность газожидкостной смеси в НКТ;ρ cm is the density of the gas-liquid mixture in the tubing;

ρн - плотность нефти в затрубном пространстве;ρ n - oil density in the annulus;

Figure 00000007
- давление газа в затрубном пространстве;
Figure 00000007
 - gas pressure in the annulus;

Figure 00000008
- динамический уровень жидкости.
Figure 00000008
 - dynamic fluid level.

Соответственно минимальная (сжимающая) нагрузка, действующая на колонну НКТ, достигается при ходе плунжера насоса вверх, когда вес жидкости в НКТ воспринимается насосными штангами:Accordingly, the minimum (compressive) load acting on the tubing string is achieved when the pump plunger moves up, when the weight of the fluid in the tubing is perceived by the sucker rods:

Figure 00000009
Figure 00000009

Результирующая осевая нагрузка, действующая на обсадную колонну со стороны плашек якоря, необходимая для удержания НКТ в зафиксированном состоянии после выхода скважины на установившийся технологический режим, принимает минимальное значение при условии:The resulting axial load acting on the casing from the side of the dies of the anchor, necessary to keep the tubing in a fixed state after the well reaches the established technological mode, takes the minimum value provided:

Figure 00000010
Figure 00000010

Из условия (5) с учетом (1)-(4) находят устьевое избыточное давление рз по формуле:From condition (5), taking into account (1) - (4), the wellhead overpressure p c is found by the formula:

Figure 00000011
Figure 00000011

Пример осуществления способа.An example implementation of the method.

Скважина оборудована УСШН, штанговый насос установлен на глубине L=1000 м, на эту же глубину спущена колонна НКТ внутренним диаметром

Figure 00000012
=62 мм и внешним диаметром
Figure 00000013
=73 мм. Первоначально скважина заглушена пластовой водой плотностью ρгл=1150 кг/м3. После запуска скважины в работу устанавливается динамический уровень
Figure 00000008
=700 м, плотность газожидкостной смеси в НКТ ρсм=900 кг/м3, плотность нефти в затрубном пространстве ρн=700 кг/м3. устьевое давление
Figure 00000014
=0,5 МПа, давление газа в затрубном пространстве также
Figure 00000015
=0,5 МПа. Тогда искомое значение устьевого избыточного давления рз=6,7 МПа.The well is equipped with a USHN, a sucker rod pump is installed at a depth of L = 1000 m, a tubing string with an inner diameter is lowered to the same depth
Figure 00000012
 = 62 mm and outer diameter
Figure 00000013
 = 73 mm. Initially, the well was plugged with formation water with a density ρ hl = 1150 kg / m 3 . After the well is put into operation, a dynamic level is set.
Figure 00000008
 = 700 m, the density of the gas-liquid mixture in the tubing ρ cm = 900 kg / m 3 , the density of oil in the annulus ρ n = 700 kg / m 3 . wellhead pressure
Figure 00000014
 = 0.5 MPa, gas pressure in the annulus also
Figure 00000015
 = 0.5 MPa. Then the desired value of the wellhead overpressure p s = 6.7 MPa.

Предлагаемый способ заякоривания насосно-компрессорных труб в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками, позволит повысить эффективность использования якорей-трубодержателей, минимизировать осевую нагрузку, действующую на обсадную колонну со стороны плашек якоря, а значит уменьшить износ труб в процессе эксплуатации скважины и повысить надежность якоря.The proposed method of anchoring tubing in wells operated by sucker rod pumping units will increase the efficiency of the use of anchor-pipe holders, minimize the axial load acting on the casing from the side of the anchor dies, and thus reduce pipe wear during operation of the well and increase the reliability of the anchor.

Claims (13)

Способ заякоривания насосно-компрессорных труб в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с якорем в заданный интервал, создание избыточного давления за счет закачки жидкости в колонну НКТ с устья скважины, отличающийся тем, что предварительно рассчитывают величину устьевого избыточного давления, определяющего натяжение колонны НКТ при заякоривании, и производят заякоривание созданием расчетного устьевого избыточного давления, такого, чтобы после выхода скважины на установившийся режим эксплуатации результирующая осевая нагрузка, действующая на обсадную колонну со стороны плашек якоря, создаваемая давлением жидкости в затрубном пространстве и колонне НКТ, а также силой упругости колонны НКТ, принимала минимально возможное значение за весь цикл работы скважинного штангового насоса, включающий ход плунжера вверх и вниз, при этом расчетную величину устьевого избыточного давления определяют по формуле:The method of anchoring tubing in wells operated by rod pumping units, including the descent into the well of a string of tubing - tubing with an anchor in a predetermined interval, the creation of excess pressure by injecting fluid into the tubing string from the wellhead, characterized in that calculate the wellhead overpressure value, which determines the tension of the tubing string during anchoring, and anchor by creating a calculated wellhead overpressure such that For the well to reach the established operating mode, the resulting axial load acting on the casing from the side of the armature dies, created by the fluid pressure in the annulus and tubing string, as well as the elasticity of the tubing string, assumed the minimum possible value for the entire cycle of the borehole sucker rod pump, including the stroke of the plunger up and down, while the estimated value of the wellhead overpressure is determined by the formula:
Figure 00000016
Figure 00000016
 где рз - устьевое избыточное давление;where p s - wellhead overpressure; Руст - устьевое давление;R mouth - wellhead pressure; ρсм - плотность газожидкостной смеси в НКТ;ρ cm is the density of the gas-liquid mixture in the tubing; g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity; L - глубина спуска насоса;L is the depth of the descent of the pump; Sвнутр - площадь поперечного сечения по внутреннему диаметру НКТ;S int - the cross-sectional area along the inner diameter of the tubing; pзатр - давление газа в затрубном пространстве;p shut - gas pressure in the annulus; ρн - плотность нефти в затрубном пространстве;ρ n - oil density in the annulus; Ндин - динамический уровень жидкости;N din - dynamic fluid level; Sвнеш - площадь поперечного сечения по внешнему диаметру НКТ;S outer - the cross-sectional area along the outer diameter of the tubing; ρгл - плотность жидкости глушения.ρ hl is the density of the kill fluid.
RU2018121800A 2018-06-13 2018-06-13 Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units RU2681770C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018121800A RU2681770C1 (en) 2018-06-13 2018-06-13 Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018121800A RU2681770C1 (en) 2018-06-13 2018-06-13 Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2681770C1 true RU2681770C1 (en) 2019-03-12

Family

ID=65805758

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018121800A RU2681770C1 (en) 2018-06-13 2018-06-13 Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2681770C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757842C1 (en) * 2021-04-21 2021-10-21 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for tubing string fixing with anchor in wells operated by a rod pump

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1723600A (en) * 1925-10-21 1929-08-06 Regan Forge & Engineering Comp Well-packing device
US2739651A (en) * 1951-12-10 1956-03-27 Cicero C Brown Well packers
RU2223382C1 (en) * 2002-09-02 2004-02-10 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Anchor
RU2325553C1 (en) * 2006-11-07 2008-05-27 Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" Method and device for liquid lifting from bores
RU140695U1 (en) * 2013-12-05 2014-05-20 Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" Borehole PUMP PUMP UNIT
RU2634316C1 (en) * 2016-05-31 2017-10-25 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Anchor for tubing

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1723600A (en) * 1925-10-21 1929-08-06 Regan Forge & Engineering Comp Well-packing device
US2739651A (en) * 1951-12-10 1956-03-27 Cicero C Brown Well packers
RU2223382C1 (en) * 2002-09-02 2004-02-10 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Anchor
RU2325553C1 (en) * 2006-11-07 2008-05-27 Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" Method and device for liquid lifting from bores
RU140695U1 (en) * 2013-12-05 2014-05-20 Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" Borehole PUMP PUMP UNIT
RU2634316C1 (en) * 2016-05-31 2017-10-25 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Anchor for tubing

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2757842C1 (en) * 2021-04-21 2021-10-21 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for tubing string fixing with anchor in wells operated by a rod pump

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA015024B1 (en) Method and apparatus for removing liquid from a gas well
RU2681770C1 (en) Method of anchoring tubing in wells operated by sucker-rod pumping units
RU91371U1 (en) DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS
RU2361115C1 (en) Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
RU2634316C1 (en) Anchor for tubing
US10883351B2 (en) Apparatus for transferring a reciprocating movement from a surface machinery to a downhole device and a method of producing well fluids
RU60616U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
RU2757842C1 (en) Method for tubing string fixing with anchor in wells operated by a rod pump
RU73030U1 (en) DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE
RU2345212C1 (en) Casting method of cementing
RU33180U1 (en) Submersible pumping unit for operation of producing wells
US3040673A (en) Tubular sucker rods
RU2065026C1 (en) Method for producing flooded oil
RU135018U1 (en) Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION
RU65119U1 (en) OIL PRODUCTION DEVICE
RU194627U1 (en) BUTTERFLY DEPTH PUMP OF FIXED DESIGN
RU49141U1 (en) Borehole Pumping Unit
RU2415302C1 (en) Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells
RU92691U1 (en) EQUIPMENT FOR A NON-SEALING OPERATING COLUMN FOR OIL PRODUCTION BY STAIN PUMPS (OPTIONS)
SU976128A1 (en) Well pump installation
SU616426A1 (en) Deep-well pumping unit
RU56938U1 (en) DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL
RU2367766C2 (en) Downhole pumping unit
RU2330947C1 (en) Methods of influx stimulation out of bed by means of reducing level of well fluid of new and repaired oil flowing wells with following maintaining of static level
RU2387813C1 (en) Method to operate well furnished with sucker-rod pump