EA030727B1 - Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same - Google Patents

Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same Download PDF

Info

Publication number
EA030727B1
EA030727B1 EA201600111A EA201600111A EA030727B1 EA 030727 B1 EA030727 B1 EA 030727B1 EA 201600111 A EA201600111 A EA 201600111A EA 201600111 A EA201600111 A EA 201600111A EA 030727 B1 EA030727 B1 EA 030727B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pressure
packer
formations
cavity
fluid
Prior art date
Application number
EA201600111A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201600111A1 (en
Inventor
Николай Александрович Демяненко
Михаил Иванович Галай
Станислав Иосифович Мулица
Дмитрий Леонидович Третьяков
Вадим Владимирович Токарев
Сергей Дмитриевич Клочков
Павел Александрович Петрикевич
Павел Петрович Селькин
Original Assignee
Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
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 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" filed Critical Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority to EA201600111A priority Critical patent/EA030727B1/en
Publication of EA201600111A1 publication Critical patent/EA201600111A1/en
Publication of EA030727B1 publication Critical patent/EA030727B1/en

Links

Landscapes

  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Centrifugal Separators (AREA)

Abstract

The invention is related to exploitation of several formations using a deep-well sucker-rod pump (DSP). An installation equipped with a surface control station with a frequency converter and a settings control unit is descended into a well, the installation comprising a tubing string, a liner packer combination for separation of the upper and lower formations, a DSP for fluid lifting from the two formations, DSP inlets being in communication with above-packer and under-packer spaces through a suction valve and the outlet being in communication with the tubing string cavity through a travelling valve, a gas separator providing communication of the above-packer and under-packer spaces with the DSP suction valve and separation of associated gas from fluid and its discharge from the DSP receipt through a well pipeline. Downstream of the gas separator, a valve mechanism is installed controlled by settings from the control station and providing alternate connection of the above-packer and under-packer cavity to the suction valve of the pump. Fluid is lifted through the tubing string to an oil collection line. Settings are determined on the basis of lower and upper limiting pressures of lower and upper formations operation by recording and processing pressure build-up curves (PBC). On the basis of PBC processing results, values of lower and upper limiting bottomhole pressure at which the control system turns on/off lower or upper formation operation are corrected, and periods of draining – pressure recovery – are determined. The technical result consists in provision of a method for controlled selective periodical exploitation of low-permeable formations.

Description

Изобретение относится к эксплуатации нескольких пластов с использованием глубинного штангового насоса (ГШН). Спускают в скважину установку, оснащенную наземной станцией управления с частотным преобразователем и блоком управления уставками, содержащую колонну лифтовых труб (КЛТ), хвостовик с пакером для разобщения верхнего (ВП) и нижнего пласта (НП), ГШН для подъема флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным и подпакерным пространствами через всасывающий клапан, а выход сообщен с полостью КЛТ через нагнетательный клапан, газосепаратор, обеспечивающий связь надпакерного и подпакерного пространства с всасывающим клапаном ГШН и отделение попутного газа из флюида и вывод его с приема ГШН по скважинному трубопроводу. Ниже газосепаратора установлен управляемый по уставкам со станции управления клапанный механизм, обеспечивающий попеременное подключение надпакерной или подпакерной полости к всасывающему клапану насоса. Поднимают флюид по КЛТ в линию нефтесбора. Уставки определяют по нижнему и верхнему предельным давлениям работы нижнего и верхнего пластов, регистрируя и обрабатывая кривые восстановления давления (КВД). По результатам обработки КВД корректируют значения нижнего и верхнего предельного забойного давления, при которых система управления уставками выключает и включает работу НП или ВП, определяют периоды дренирования - восстановления давления. Технический результат заключается в создании способа управляемой раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов.The invention relates to the operation of several layers using a deep sucker rod pump (GSN). The installation equipped with a ground control station with a frequency converter and a setpoint control unit containing a tubular string (KLT), a liner with a packer for disconnecting the upper (UF) and lower reservoir (LH), lifting the fluid from two layers, inputs which communicates with nadpaknerny and podpaknernym spaces through the suction valve, and the output communicates with the cavity KLT through the discharge valve, gas separator, which provides communication nadpaknernogo and podpakernogo space separation of the associated gas from the fluid and its withdrawal from the HGW intake through the well pipeline. Below the gas separator, a valve mechanism is controlled according to the settings from the control station, which provides alternate connection of the overpack or underpacker cavity to the pump suction valve. Raise the fluid through KLT in the oil collection line. The settings are determined by the lower and upper limiting pressures of the lower and upper layers, registering and processing pressure recovery curves (HPC). According to the results of the pressure build-up treatment, the values of the lower and upper maximum bottomhole pressure are adjusted, at which the setpoint control system turns off and on the NP or VP operation, determine the drainage periods - pressure recovery. The technical result consists in creating a method of controlled separately-periodic operation of low-permeable formations.

030727 B1030727 B1

030727030727

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки.The group of inventions relates to the separate operation of several layers using a sucker-rod pumping unit.

Известен способ добычи флюида из пластов одной скважиной с электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты) [1]. Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб, оснащенной по крайней мере одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и по меньшей мере одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида по крайней мере из одного объекта, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Электрический клапан электромагнитного или электромеханического действия электрически соединяют или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с кабелем. Кроме того, его соединяют механически, жестко или не жестко, либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кожухом, либо же с хвостовиком, причем электрический клапан располагают над пакером. При этом выполняют электрический клапан либо с одним входом, гидравлически связанным с пространством под пакером или над пакером, либо с двумя изолированными входами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, либо компоновку оснащают двумя электрическими клапанами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего или для верхнего объекта или одновременно для нижнего и верхнего объекта без или с измерением параметров потока.There is a method of extracting fluid from the formation of one well with an electrically driven pump with an electric valve and installation for its implementation (options) [1]. The method includes the lowering into the well of a layout consisting of a pipe string, equipped with at least one packer for disconnecting objects with or without a disconnecting connector, an electric drive pump without or with a casing equipped with an input module, a power cable, a submersible electric motor without or with a submersible unit telemetry, shank and at least one controlled electric valve with a shut-off element. By opening it, the fluid flow is controlled from at least one object passing through the valve to the upstream input module of the electric drive pump. An electric valve of electromagnetic or electromechanical action is electrically connected either with a submersible electric motor, or with a submersible telemetry unit, or with a cable. In addition, it is connected mechanically, rigidly or not rigidly, either with a submersible electric motor, or with a submersible telemetry unit, or with a casing, or with a shank, and an electric valve is placed above the packer. At that, an electric valve is performed either with one inlet, hydraulically connected with the space under the packer or above the packer, or with two insulated inlets, one of which is hydraulically connected with the space under the packer and the other with the space above the packer, or the layout is equipped with two electric valves one of which is hydraulically connected with the space under the packer, and the other with the space above the packer, while providing the ability to control both the cutting off and the flow of fluid through it , or for the top object or simultaneously for upper and lower an object with or without measuring the flow parameters.

Недостатком данного способа и установки является невозможность обеспечить раздельнопериодическую эксплуатацию нескольких низко проницаемых пластов из-за срыва подачи насоса и экономической нецелесообразности эксплуатации данной установкой низко проницаемых, низко продуктивных пластов на многопластовом месторождении, требующих раздельно-периодической эксплуатации. В способе отсутствуют критерии управления раздельно-периодической эксплуатацией двух низко проницаемых пластов.The disadvantage of this method and installation is the inability to ensure separate-periodic operation of several low-permeable formations due to the disruption of the pump supply and the economic inexpediency of operating this installation of low-permeable, low-productive formations in a multilayer field requiring separate periodic operation. In the method, there are no criteria for controlling the separate-periodic operation of two low-permeable formations.

Известен способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой [2], включающий спуск в скважину концентрично двух - внешней и внутренней колонн труб, пакера, расположенного между двумя пластами, и двух искусственных лифтов. При этом нижний из них для добычи флюида из нижнего пласта спущен на внешней колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим в основном из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Согласно изобретению подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта. Спускают его в скважину ниже пакера с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из него флюида по кольцевому пространству, образованному между двумя колоннами труб. Выше электропогружного насоса устанавливают устройство перекрестного течения, выполненного с эксцентричными каналами для подъема флюида нижнего пласта и перекрестным каналом с осевым выходом: для притока флюида верхнего пласта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта. При этом спускают его отдельно во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи из него флюида по внутренней колонне труб. Верхний искусственный лифт оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, либо хвостовиком, каждый из которых имеет нижний уплотняющий полый шток, размещенный герметично в осевом выходе перекрестного канала для разделения потоков флюида нижнего и верхнего пластов. Электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.The known method of simultaneously-separate oil production from the layers of one well with a submersible pumping unit [2], including the descent into the hole concentric two - external and internal pipe columns, a packer located between two layers, and two artificial elevators. At the same time, the lower one for the production of fluid from the lower layer is lowered on the outer string of pipes and made electrophoretic, consisting mainly of a pump with an input module and a submersible electric motor with a power cable. According to the invention, a lower electric submersible pump is selected with operating parameters in accordance with the flow rate of the lower formation. It is lowered into the well below the packer with cable entry and positioned at a depth above, below or at the level of the lower layer to extract fluid from it along the annular space formed between two columns of pipes. Above the electric submersible pump, a cross flow device is installed, made with eccentric channels for raising the bottom formation fluid and a cross channel with an axial outlet: for the upper formation flow fluid. Pick up the upper artificial elevator with operating parameters in accordance with the flow rate of the upper layer. At the same time, it is lowered separately into the outer string of pipes above the cross-flow device on the inner string of tubes and is located at a depth above, below or at the level of the upper layer to extract fluid from it along the inner string of tubes. The upper artificial elevator is equipped with either a sealing jacket with cable gland or a shank, each of which has a lower sealing hollow rod placed tightly in the axial outlet of the cross channel to separate the fluid flows from the lower and upper layers. The electric submersible pump and the upper artificial elevator are put into operation simultaneously or sequentially or periodically for separate production of fluid from the layers through different pipe columns with the possibility of further taking into account their flow rates on the surface of the well.

Недостатком известного способа добычи нефти является то, что для его осуществления требуется спуск в скважину двойного лифта, двух электроцентробежных насосов, каждый из которых питается по отдельному электрическому кабелю и нескольких пакеров это значительно усложняет проведение спускоподъемных операций, а раздельно периодическая добыча нефти из разных пластов осуществляется отключением одного из погружных насосов. Кроме того эксплуатация низко проницаемых пластов с применением данного способа экономически не целесообразна и нерентабельна.The disadvantage of the known method of oil production is that its implementation requires the launch into the well of a double elevator, two electric centrifugal pumps, each of which is powered by a separate electric cable and several packers, this greatly complicates the tripping operations, and separately periodic oil production from different layers is carried out disabling one of the submersible pumps. In addition, the operation of low-permeable formations using this method is not economically feasible and unprofitable.

Известна насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины [3], включающая спущенные в скважину на колонне труб насос, два пакера, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой - между пластами, при этом насос выполнен с кожухом и хвостовиком и размещен между пакерами или выше пакера, расположенного над верхним пластом, пакеры - механического или гидравлического действия с кабельным вводом или без него, хвостовик связан с пакером или пакерами, при этом между кожухом и пакером размещен перепускной узел, или газосепаратор, или струйный эжектор для стравливания газа.A well-known pump packer installation for the operation of reservoirs of a well [3] includes a pump lowered into a well on a pipe string, two packers, one of which is installed above the upper layer and the other between the layers, while the pump is made with a casing and a shank and placed between the packers or above the packer located above the upper layer, packers - mechanical or hydraulic action with or without cable gland, the shank is connected with the packer or packers, while the overflow unit or gas separator is placed between the casing and the packer op or jet ejector for gas venting.

Недостатком известной насосной установки является то, что переключение объектов добычи про- 1 030727A disadvantage of the known pumping unit is that the switching of production objects is 1 030727

изводится путем установки отсекающих клапанов в клапанные камеры с использованием канатной техники, что не позволяет экономически рентабельно использовать ее для раздельно - периодической добычи из низко продуктивных пластов, так как необходимо часто переключать объекты эксплуатации и постоянно задействовать канатную технику.It is manufactured by installing shut-off valves in valve chambers using cable technology, which does not allow it to be economically profitable to use it for separately - periodic production from low-productive formations, since it is often necessary to switch facilities into operation and constantly use cable technology.

Известна также установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов [4], включающая электроцентробежный насос, пакеры для установки в стволе скважины и разобщения верхнего пласта нефти от нижнего. Установка содержит ступенчатый патрубок, состоящий из соединенных цилиндров разного диаметра, установленных между пакерами и снабженных в месте их соединения отверстиями для поступления нефти верхнего пласта, промежуточную трубу, нижний конец которой снабжен плунжером, входящим в цилиндр меньшего диаметра ступенчатого патрубка, а верхний конец закреплен к корпусу насоса и снабжен переключателем потоков, состоящим из подпружиненного поршня с кольцевой канавкой, двух каналов выхода нефти соответственно из верхнего и нижнего пласта в скважину, и надпоршневой полости, сообщенной с трубкой подачи сжатого газа с устья скважины, причем в цилиндр большего диаметра ступенчатого патрубка входит дополнительный плунжер ступенчатой формы, выполненный с отверстиями для каналов переключателя потоков, а верхний торец дополнительного плунжера закреплен к корпусу насоса.Also known installation for periodic separate production of oil from two layers [4], including electric centrifugal pump, packers for installation in the wellbore and disconnecting the upper layer of oil from the bottom. The installation contains a stepped nozzle consisting of connected cylinders of different diameters installed between the packers and provided at the point of their connection with openings for entering the upper reservoir oil, an intermediate pipe whose lower end is provided with a plunger entering the cylinder of a smaller stepped nozzle diameter and the upper end is fixed to pump housing and is equipped with a flow switch consisting of a spring-loaded piston with an annular groove, two oil exit channels, respectively, from the upper and lower formation in well and the piston cavity communicated with the compressed gas supply pipe from the wellhead, with an additional stepped plunger made with openings for the flow switch channels entering the cylinder of a larger diameter of the stepped nozzle, and the upper end of the additional plunger is fixed to the pump housing.

Недостатком известной установки для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов является то, что для ее осуществления требуется спуск и установка двух пакеров, что значительно усложняет проведение спускоподъемных операций, область применения установки ограничена электроцентробежными насосами, и не может применяться в добыче нефти в низкопроницаемых пластах, где требуется использование глубинных штанговых насосов. Также нецелесообразным является применение пневматического привода для переключения потоков нефти из-за его ненадежности и необходимости дополнительно применять компрессор. Отсутствие станций управления с частотным преобразователем затрудняет вывод скважины на режим.The disadvantage of the known installation for periodic separate oil production from two layers is that its implementation requires the descent and installation of two packers, which greatly complicates the lifting operations, the scope of the installation is limited to electric centrifugal pumps, and cannot be used in oil production in low-permeability formations, where the use of submersible sucker rod pumps is required. It is also impractical to use a pneumatic drive for switching oil flows due to its unreliability and the need to additionally use a compressor. The absence of control stations with a frequency converter makes it difficult to bring a well to operation.

Известна также насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине [5], содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом, отличающаяся тем, что при допустимости смешения продукции пластов она снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса, каналом с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и каналом для приема и перекачки продукции штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб, а кожух выполнен охватывающим только электродвигатель и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик, при этом обеспечена возможность поступления продукции нижнего пласта через этот хвостовик, кожух и канал с обратным клапаном в колонну лифтовых труб.Also known pumping unit for simultaneous-separate operation of two layers in the well [5], containing a column of elevator pipes, cable, packer, shank and two pumps, the upper of which is made sucker rod, and the lower one is electrophoresis with an electric motor, cable and casing, different that, with the admissibility of mixing the production of the layers, it is equipped with a cable sealing unit, which is located in the input module of the electric submersible pump, with a channel with a check valve for connecting the output of the electric submersible pump to the column lift out pipes and a channel for receiving and transferring products by a sucker-rod pump from the upper layer through the annular space to the tubing string, and the casing is made covering only the electric motor and communicates with the sub-packer space through the shank, while the bottom layer, casing and channel with non-return valve to the lift pipe string.

Недостатком известной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов является то, что она не обеспечивает постоянного контроля забойного давления эксплуатируемых пластов, кроме того наличие двух погружных насосов усложняет конструкцию скважинной компоновки и технологию работы с ней, отсутствие станций управления с частотным преобразователем затрудняет вывод скважины на режим, затруднен раздельный учет добываемой продукции.A disadvantage of the known pumping unit for simultaneous-separate operation of two layers is that it does not provide continuous monitoring of the bottomhole pressure of the operating layers, besides the presence of two submersible pumps complicates the design of the borehole layout and the technology of working with it, the lack of control stations with a frequency converter makes it difficult to output a well on the mode, it is difficult separate accounting of production.

Известна установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) [6], включающая оснащение скважины многопакерной компоновкой с возможностью спуска в нее колонны труб с электропогружным насосом и по крайней мере одним регулирующим клапаном. Установка оснащена соединенными или отсоединенными между собой по меньшей мере двумя посадочными узлами, расположенными соответственно выше верхнего пакера и между пакерами, а регулирующий клапан соответственно снизу укомплектован наружным разобщителем и внутренним хвостовиком с уплотняющим устройством. При спуске электропогружного насоса выше многопакерной компоновки обеспечено герметичное соединение между собой одновременно как уплотняющего устройства и посадочного узла между пакерами, так и наружного разобщителя и посадочного узла выше верхнего пакера, при этом регулирующий клапан состоит из корпуса по меньшей мере с двумя между собой гидравлически связанными не осевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, выполненного с возможностью перемещения или вращения из одного положения в другое и управления либо сигналом, либо импульсом с поверхности скважины с возможностью передачи через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении - отсечения потока флюида по меньшей мере из одного пласта путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала для исследования характеристик и режима по крайней мере одного из оставшихся открытых пластов.Known installation for simultaneous-separate research and operation of an electric submersible pump multilayer wells (options) [6], including equipping the well multi-pack layout with the possibility of descent into her pipe with an electrical submersible pump and at least one control valve. The installation is equipped with at least two landing nodes connected or disconnected between each other, located respectively above the upper packer and between the packers, and the control valve is respectively equipped with an external disconnector and internal shank with a sealing device. During the descent of the electric submersible pump above the multi-pack arrangement, a tight connection between the packer and the landing block between the packers and the external disconnector and the landing pad above the top packer is ensured, and the control valve consists of a housing with at least two hydraulically connected axial and one axial flow channels, inside of which electromechanical, electromagnetic or hydraulic action is located a screw, plunger, gate or rotary disk, made with the ability to move or rotate from one position to another and control either a signal or a pulse from the surface of the well with the possibility of transmission through a cable, or a tube, or a string of pipes, or a medium, or automatically from parameters fluid, and in one position all the passages are hydraulically, partially or fully, communicated both with the intake of the electric submersible pump and with the formations of the well for the simultaneous extraction of fluid from them, and, on the contrary, in the other Assumption - cutting off the fluid flow from at least one reservoir by closing the input or output of the corresponding passageway off-axis to study the characteristics and mode of at least one of the remaining open seam.

Данная установка не позволяет обеспечить раздельно-периодическую эксплуатацию низкопроницаемых пластов и управлять ею, так как область применения ее ограничена электроцентробежным насо- 2 030727This installation does not allow to provide separate-periodic operation of low-permeable formations and to control it, since its scope is limited to electric centrifugal pumps.

сом, работа которого в условиях низкопроницаемых пластов проблематична, связана с постоянными срывами подачи и нерентабельна. Отсутствие станции управления с частотным приводом и системой управления уставками не позволяет эксплуатировать низкопроницаемые пласты в режиме раздельнопериодической эксплуатации, установка не обеспечивает постоянного контроля забойного давления каждого из эксплуатируемых пластов, который необходим для управления раздельно-периодической эксплуатацией.Catfish, whose work in low-permeability formations is problematic, is associated with constant disruptions in supply and is unprofitable. The absence of a control station with a frequency drive and a setpoint control system does not allow operating low-permeability formations in a mode of separately-periodic operation, the installation does not provide continuous monitoring of the bottomhole pressure of each of the operating formations, which is necessary to control separate-periodic operation.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов [7], содержащая колонну лифтовых труб, втулку, пакер, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный с приводной полой штангой, размещенной в колонне лифтовых труб. Последние заключены во втулке, имеющей радиальное отверстие, сообщающееся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания, причем на выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой, на последней выполнен хвостовик, которым насосная установка закреплена в пакере. Хвостовик втулки сообщается с обратным клапаном электроприводного насоса посредством промежуточной трубы и стыковочной муфты, а в полости хвостовика установлен струйный эжектор для отсоса газа из межтрубного пространства через радиальные каналы стыковочной муфты, сообщающиеся с межтрубным пространством через зазор, образованный между торцами хвостовика и промежуточной трубы ниже пакера, для чего в стыковочной муфте выполнено гнездо для посадки струйного эжектора, при этом гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена на буртике разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки. Во втулке выполнен обводной канал, сообщающий объем во втулке ниже гидравлической насадки с межтрубным пространством выше пакера через полость между цилиндром штангового насоса и втулкой.Known downhole pump installation for simultaneous-separate operation of two layers [7], containing a column of Elevator tubes, sleeve, packer, sucker rod submersible pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected to a drive hollow bar, placed in a string of Elevator tubes. The latter are enclosed in a sleeve having a radial hole communicating with the hydraulic nozzle channel above the packer, and an electrically driven submersible pump with an input module for pumping out the product from the lower layer, the electric motor of which is hermetically connected to the power supply cable, and a check valve is installed at the outlet of the electrically driven pump, communicating with annular space through the cavity formed between the cylinder of the sucker-rod pump and the sleeve, on the latter is made the shank, which the pump unit is fixed on the packer. The sleeve of the sleeve communicates with the check valve of the electric drive pump through an intermediate pipe and a coupling, and a jet ejector is installed in the cavity of the shank to suck gas from the annulus through radial channels of the coupling coupling connected to the annular space through the gap formed between the ends of the shank and intermediate pipe below the packer , for which a socket for fitting a jet ejector is made in the docking sleeve, while the hydraulic nozzle is installed in the sleeve using the cuff Em with an emphasis on the flange with an inner diameter greater than the outer diameter of the jet ejector and fixed on the collar with an expanding collet with the possibility of removing the sucker-rod pump and the jet ejector from the installation. A bypass channel is made in the sleeve, indicating the volume in the sleeve below the hydraulic nozzle with the annular space above the packer through the cavity between the cylinder of the sucker-rod pump and the sleeve.

Недостатком известной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов является то, что она не обеспечивает постоянного контроля забойного давления эксплуатируемых пластов. Кроме того, наличие двух погружных насосов и эжектора усложняет конструкцию скважинной компоновки и технологию управление ею, отсутствие станций управления с частотным преобразователем затрудняет вывод скважины на режим, затруднен раздельный учет добываемой продукции. Недостатком также является потеря добычи нефти из высоконапорного пласта из-за больших гидравлических сопротивлений в сопле эжектора.A disadvantage of the known pumping installation for simultaneous-separate operation of two layers is that it does not provide continuous monitoring of the bottomhole pressure of the operating layers. In addition, the presence of two submersible pumps and an ejector complicates the design of the borehole assembly and its management technology, the absence of control stations with a frequency converter makes it difficult to bring the well to the mode, and it is difficult to separately account for the production. The disadvantage is the loss of oil production from the high-pressure reservoir due to the large hydraulic resistance in the nozzle of the ejector.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и устройство для его осуществления [8], заключающийся в спуске в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, переходный элемент в виде газосепаратора, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу.The closest to the claimed invention to the technical essence is the method of simultaneous-separate operation of two layers in a well with increased gas factor and a device for its implementation [8], which consists in lowering the installation into the well, which includes a lift pipe string, a shank with a packer installed on it, providing disconnection of the upper and lower layers, the deep sucker-rod pump for lifting the formation fluid from two layers, the inputs of which are communicated with the supra-packer and sub-packer spaces through the suction valves, and the outlet communicates with the cavity of the tubing string through the discharge valve, a transition separator in the form of a gas separator, which provides hydraulic connection of the well podpakernogo space through the shank with one of the suction valves of the downhole pump and a constant separation of associated gas from the fluid produced from the bottom the reservoir, into the oil gathering line at the wellhead or into the non-packer cavity of the well above the dynamic level of the well pipeline.

Недостатком данного способа и устройства является отсутствие возможности контроля забойных параметров эксплуатируемых низкопроницаемых пластов с целью периодического запуска их в эксплуатацию после восстановления давления в околоствольной зоне пласта до пластового и автоматического управления периодической эксплуатацией каждого из пластов.The disadvantage of this method and device is the lack of control of the downhole parameters of the operated low-permeability reservoirs with the aim of periodically launching them into operation after the pressure in the near-wellbore zone of the reservoir is restored to the reservoir and automatically controls the periodic operation of each of the reservoirs.

Задачей, решаемой заявленным изобретением, является разработка способа и создание установки для раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов с автоматическим управлением периодами эксплуатации по параметрам изменения забойного давления в каждом из пластов.The problem solved by the claimed invention is the development of a method and the creation of an installation for the separate-periodic operation of low-permeability formations with automatic control of operation periods by the parameters of the bottomhole pressure change in each of the formations.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов, заключающемся в спуске в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающий клапан, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, переходный элемент в виде газосепаратора, обеспечивающий гидравлическую связь, по меньшей мере, подпакерного пространства скважины с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса и отделение попутного газа из флюида, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу, подъеме пластового флюида по колонне лифтовых труб в линию нефтесбора на устье скважины, согласно изобретению оснащаютThe task is solved due to the fact that in the method of separate-periodic operation of low-permeable formations, which consists in lowering the installation into the well, which includes a tubing of tubing, a shank with a packer installed on it, which provides for the separation of the upper and lower exploited formations, a deep sucker rod pump for lifting the formation fluid from two layers, the inlets of which are in communication with the supra-packer space and the sub-packer space through the suction valve, and the outlet communicates with the cavity of the lift column b through the discharge valve, a gas separator transition element providing hydraulic connection of at least the sub-packer well space to the suction valve of the deep-well sucker pump and separation of associated gas from the fluid into the oil collection line at the wellhead or into the super-well cavity above the dynamic level by downhole pipeline, the rise of reservoir fluid through the string of lift pipes in the line of oil collection at the wellhead, according to the invention equip

- 3 030727- 3 030727

скважинную установку наземной станцией управления, включающей частотный преобразователь и блок управления уставками, и ниже газосепаратора - управляемым по уставкам с наземной станции управления клапанным механизмом, обеспечивающим попеременное подключение надпакерной или подпакерной полости к всасывающему клапану насоса; определяют уставки по нижнему и верхнему предельным давлениям работы нижнего и верхнего пластов (по включению-выключению каждого из пластов в эксплуатацию), регистрируют кривые восстановления давления в зоне дренирования верхнего и нижнего пластов в памяти блока управления уставками станции управления; кривые изменения давления верхнего и нижнего пластов обрабатывают по стандартным методикам обработки гидродинамических исследований; по результатам обработки корректируют значения нижнего предельного забойного давления (нижние значения уставок по давлению), при которых система управления уставками выключает работу нижнего или верхнего пласта, верхние значения восстановленного давления (верхние значения уставок по давлению), при которых система управления уставками включает работу нижнего или верхнего пласта, определяют продуктивные характеристики каждого из пластов и периоды дренирования - восстановления давления, в блок управления уставками вносят окончательные значения уставок, по которым периодически-раздельно включают-выключают эксплуатируемые пласты.downhole installation of a ground control station, including a frequency converter and a setpoint control unit, and below the gas separator — controlled by setpoints from the ground control station of the valve mechanism, providing alternate connection of the over-packer or under-packer cavity to the pump suction valve; determine the settings for the lower and upper limit pressure of the lower and upper layers (for on-off each of the layers in operation), record the pressure recovery curves in the drainage zone of the upper and lower layers in the memory of the control unit settings control station; pressure curves of the upper and lower layers are processed by standard methods of hydrodynamic research processing; processing results correct the values of the lower bottom bottomhole pressure (lower setpoints for pressure) at which the setpoint control system turns off the lower or upper reservoir, upper values of recovered pressure (upper setpoints for pressure) at which the setpoint control system includes the lower or the upper layer, determine the productive characteristics of each of the layers and the periods of drainage - pressure recovery, make final settings in the control unit settings e values of the settings, which periodically separately enable or disable the exploited layers.

Поставленная задача также решается за счет того, что скважинная насосная установка для раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов, включающая колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, вход которого сообщен с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающий клапан, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, переходный элемент в виде газосепаратора, обеспечивающий гидравлическую связь, по меньшей мере, подпакерного пространства скважины через хвостовик с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу, согласно изобретению, содержит наземную станцию управления, оснащенную частотным преобразователем и блоком управления уставками; клапанный механизм, включающий полый цилиндрический корпус с радиальными каналами для обеспечения протока пластового флюида в полость корпуса из надпакерной полости, верхней частью гидравлически связанный с газосепаратором, а нижней частью - с хвостовиком, расположенные в корпусе электродвигатель с редуктором и винтовой передачей, блок контроля и управления электродвигателем, управляемый клапан, выполненный в виде плунжера с центральным и тангенциальными каналами для обеспечения протока пластового флюида из подпакерной полости, связанный с вышерасположенным электродвигателем посредством винтовой передачи и обеспечивающий гидравлическую связь нижнего или верхнего пласта с газосепаратором при своем перемещении вверх или вниз соответственно, при этом клапанный механизм оснащен по меньшей мере двумя датчиками давления для постоянного контроля давления через блок управления уставками в станции управления в режиме реального времени в зоне дренирования нижнего и верхнего пластов и датчиком контроля положения плунжера.The task is also solved due to the fact that the downhole pumping unit for the separate-periodic operation of low-permeable formations, including a string of lift pipes, a shank with a packer installed on it, ensuring separation of the upper and lower formations, the deep well sucker pump for lifting the formation fluid from the two formations whose inlet is in communication with the supra-packer space and the sub-packer space through the suction valve, and the outlet communicates with the cavity of the tubing string of the tubing through the pressure A valve, a separator in the form of a gas separator, which provides hydraulic connection of at least the subpacker space of the well through the shank with the suction valve of the submersible sucker rod pump and the constant separation of associated gas from the fluid produced from the lower reservoir to the oil gathering line or well the well cavity above the dynamic level of the well pipeline according to the invention contains a ground control station equipped with a frequency converter and a control unit my settings; valve mechanism comprising a hollow cylindrical body with radial channels to ensure flow of formation fluid into the cavity of the nadpakernoy cavity, the upper part hydraulically connected to the gas separator, and the lower part - with the shank, located in the housing electric motor with gearbox and screw gear, control unit and control electric motor, controlled valve, made in the form of a plunger with central and tangential channels to ensure the flow of reservoir fluid from the podpakernoy cavity, installed with an upstream motor through a helical gear and providing hydraulic connection of the lower or upper reservoir to the gas separator when it moves up or down, respectively, and the valve mechanism is equipped with at least two pressure sensors to continuously monitor pressure through the control unit settings in the control station in real mode time in the drainage zone of the lower and upper layers and the sensor control the position of the plunger.

Сущность способа раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов и устройства для его реализации поясняется на следующих чертежах: на фиг. 1 показана скважинная установка с установленным управляемым клапаном в положении, при котором осуществляют подъем пластового флюида из верхнего пласта; на фиг. 2 - скважинная установка с установленным управляемым клапаном в положении, при котором осуществляют подъем пластового флюида из нижнего пласта; на фиг. 3 - клапанный механизм с управляемым клапаном, установленным в нижнем положении; на фиг. 4 - клапанный механизм с управляемым клапаном, установленным в верхнем положении; на фиг. 5 - графики изменения давления в зоне дренирования верхнего и нижнего пластов.The essence of the method of separately-periodic operation of low-permeable formations and a device for its implementation is illustrated in the following drawings: in FIG. 1 shows a downhole rig with a controllable valve installed in a position where the formation fluid is being lifted from the upper reservoir; in fig. 2 - downhole installation with installed controlled valve in the position at which the formation fluid is lifted from the lower reservoir; in fig. 3 - valve mechanism with a controlled valve installed in the lower position; in fig. 4 - valve mechanism with controlled valve installed in the upper position; in fig. 5 - graphs of pressure changes in the drainage zone of the upper and lower layers.

Сущность реализации предлагаемой технологии рассмотрим на примере применения вставного штангового насоса.The essence of the implementation of the proposed technology will consider the example of the use of plug-in sucker rod pump.

В скважине 1 (фиг. 1, 2), которая вскрыла два низкопроницаемых пласта 2 и 3, разделенные пакером 4, установлен глубинный штанговый насос 5, всасывающий клапан 6 которого гидравлически связан с переходным элементом в виде газосепаратора 7, оснащенным газоотводным трубопроводом 8, закрепленным на наружной поверхности колонны лифтовых труб 9. В нижней части газосепаратора 7 установлен клапанный механизм 10, обеспечивающий возможность попеременного установления гидравлической связи газосепаратора 7 и глубинного насоса 5 с продуктивным пластом 2 через перфорационные отверстия 11 и радиальные каналы 12 при нижнем положении плунжера 13 (фиг. 1, 3), и через канал 14, хвостовик 15 и фильтр 16 с подпакерным пространством 17 и далее через перфорационные отверстия 18 с пластом 3 при верхнем положении плунжера 13 (фиг. 2, 4).In the well 1 (Fig. 1, 2), which opened two low-permeable formations 2 and 3, separated by packer 4, a sucker-rod pump 5 is installed, the suction valve 6 of which is hydraulically connected to the transition element in the form of a gas separator 7, equipped with a gas outlet pipe 8, fixed on the outer surface of the lift pipe string 9. In the lower part of the gas separator 7, a valve mechanism 10 is installed, providing the possibility of alternately establishing the hydraulic connection of the gas separator 7 and the depth pump 5 with the reservoir 2 black with the perforation holes 11 and the radial channels 12 in the lower position of the plunger 13 (Fig. 1, 3), and through the channel 14, the shank 15 and the filter 16 with podpakerny space 17 and then through the perforations 18 with the layer 3 at the upper position of the plunger 13 ( Fig. 2, 4).

На нижнем торце плунжера 13 установлен датчик давления 19 для контроля давления нижнего пласта 3, а на внешней поверхности клапанного механизма 10 установлен датчик давления 20 для контроля давления верхнего пласта 2. Плунжер 13 оснащен датчиком контроля положения 21 плунжера 13. Оба датчика давления 19 и 20, и датчик положения 21 плунжера 13 электрически связаны с блоком контроля и управления 22 клапанного механизма 10, который, в свою очередь, посредством питающего кабеля 23A pressure sensor 19 is installed at the lower end of the plunger 13 to monitor the pressure of the lower reservoir 3, and a pressure sensor 20 is installed on the outer surface of the valve mechanism 10 to control the pressure of the upper reservoir 2. The plunger 13 is equipped with a sensor for monitoring the position 21 of the plunger 13. Both pressure sensors 19 and 20 , and the position sensor 21 of the plunger 13 is electrically connected to the control and control unit 22 of the valve mechanism 10, which, in turn, through the power cable 23

- 4 030727- 4 030727

связан со станцией управления 24, оснащенной частотным преобразователем и системой (блоком) регулирования уставок (на чертеже не показаны) по нижнему и верхнему предельным давлениям работы нижнего и верхнего пластов. Система регулирования уставок (на чертеже не показана) функционально согласована с системой станции управления 24 и блоком контроля и управления 22 клапанного механизма. Газоотводный трубопровод 8 посредством трубопровода 25 связан с дозаторным блоком 26 для подачи к всасывающему клапану 6 штангового насоса 5 ингибиторов соле- или парафиноотложений.associated with the control station 24, equipped with a frequency converter and a system (block) for adjusting the setpoints (not shown) for the lower and upper limit pressures of the lower and upper layers. The setting control system (not shown) is functionally coordinated with the control station system 24 and the control and control unit 22 of the valve mechanism. The vapor pipe 8 through the pipe 25 is connected with the metering unit 26 for supplying to the suction valve 6 of the sucker-rod pump 5 inhibitors of salt or paraffin deposits.

Добычу нефти по способу раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов осуществляют следующим образом.Oil production by the method of separate-periodic operation of low-permeability formations is as follows.

После спуска глубинно-насосного оборудования в скважину установки пакера 4 в станции управления 24 включают блок управления уставками. При этом в блок управления уставками начинает поступать информация с датчиков давления 19, 20 и датчика положения 21 плунжера 13. На цифровом носителе блока управления уставками в виде цифровых значений и графика (фиг. 5) фиксируются пластовые давления Рпл. 1 верхнего пласта и Рпл.2 нижнего пласта. Из данных, получаемых с датчика положения 21 плунжера 13, следует, что плунжер находится в крайнем нижнем положении. Всасывающий клапан 6 насоса 5 через газосепаратор 7, клапанный механизм 10 и радиальные каналы 12 соединен с верхним пластом 2. Запускают станок-качалку 27 (фиг. 1) в работу. Добыча нефти ведется из верхнего пласта 2, расположенного над пакером 4. Плунжер 13 клапанного механизма находится в нижнем рабочем положении. Пластовый флюид через перфорационные отверстия 11 поступает в надпакерное пространство 28, затем через каналы 12 пластовый флюид поступает в клапанный механизм 10 и далее через газосепаратор 7, к всасывающему клапану 6 глубинного насоса 5 и далее на устье скважины в систему сбора пластового флюида (на чертеже не показана).After the descent of the downhole pumping equipment into the installation well of the packer 4 in the control station 24, the setpoint control unit is turned on. In this case, the setpoint control unit begins to receive information from pressure sensors 19, 20 and plunger 13 position sensor 21. The digital pressure of the setpoint control unit in the form of digital values and a graph (Fig. 5) are recorded reservoir pressure Рпл. 1 upper reservoir and RPL.2 lower reservoir. From the data obtained from the position sensor 21 of the plunger 13, it follows that the plunger is in the lowest position. The suction valve 6 of the pump 5 through the gas separator 7, the valve mechanism 10 and the radial channels 12 is connected to the upper layer 2. Start the pumping unit 27 (Fig. 1) into operation. Oil production is carried out from the upper reservoir 2, located above the packer 4. The plunger 13 of the valve mechanism is in the lower operating position. The reservoir fluid flows through the perforations 11 into the supra-packer space 28, then through the channels 12 the reservoir fluid enters the valve mechanism 10 and then through the gas separator 7, to the suction valve 6 of the depth pump 5 and further to the wellhead to the reservoir fluid collection system (in the drawing shown).

Гидравлическая связь глубинного насоса 5 с пластом 3, расположенным под пакером 4, в это время отсутствует, так как плунжер 13 занимает нижнее положение, при котором перекрывает канал 14. Информация о забойных давлениях в пластах 2 и 3 и положении плунжера 13 относительно циркуляционных каналов 12 и 14 постоянно фиксируется датчиками давления 19 и 20, датчиком положения 21 соответственно и поступает в блок контроля и управления 22 клапанного механизма 10, далее по питающему кабелю 23 передается на устье скважины в блок регулирования и управления уставками станции управления 24. При этом на графике давления в зоне дренирования верхнего пласта, начиная с точки A1 (фиг. 5) (точки запуска в работу станка-качалки 27, а соответственно и глубинного насоса 6) отображается снижение давления. В то же время, по датчику давления 19 в зоне дренирования нижнего пласта 3 регистрируется постоянное давление, равное пластовому давлению Рпл.2 (фиг. 5). Последнее свидетельствует о том, что плунжер 13 герметично перекрывает канал 14.Hydraulic connection of the submersible pump 5 with the reservoir 3, located under the packer 4, is absent at this time, since the plunger 13 occupies the lower position at which it closes channel 14. Information about bottomhole pressures in formations 2 and 3 and position of the plunger 13 relative to circulation channels 12 and 14 is constantly fixed by pressure sensors 19 and 20, position sensor 21, respectively, and enters the control and management unit 22 of the valve mechanism 10, then through the supply cable 23 is transmitted to the wellhead to the control and control unit of the setpoint E control station 24. In this case, the pressure on the chart in the upper reservoir drainage area, starting from the point A1 (Fig. 5) (point of start work in pumping unit 27, and therefore the downhole pump 6) shows pressure drop. At the same time, the pressure sensor 19 in the drainage zone of the lower reservoir 3 is recorded constant pressure equal to the reservoir pressure Rpl.2 (Fig. 5). The latter indicates that the plunger 13 hermetically closes the channel 14.

После отбора пластового флюида из пласта 2 и снижения забойного давления до предельного, соответствующего точке B1 (фиг. 5), при котором возможен срыв подачи насоса 5, полученное от датчика давления 20 значение предельного нижнего давления закрепляется в блоке регулирования уставок станции управления 24 как значение нижнего предельного забойного давления пласта 2, при котором пласт 2 прекращают эксплуатировать. Блок регулирования уставок подает сигнал через блок контроля и управления 22 о выключении из работы пласта 2 и включении в эксплуатацию пласта 3. По команде блока контроля и управления 22 электродвигатель посредством винтовой передачи перемещает плунжер 13 внутри клапанного механизма 10 в верхнее положение (фиг. 2), перекрывает радиальные каналы 12 и тем самым перекрывает гидравлическую связь насоса 5 с пластом 2, добыча из которого останавливается для накопления пластового флюида и восстановления давления в зоне дренирования пласта. Восстановление давления в пласте 2 контролируют датчиком давления 20. Одновременно плунжер 13 открывает канал 14 и флюид из пласта 3 через перфорационные отверстия 18, подпакерное пространство 17, фильтр 16 по внутренней полости хвостовика 15 через канал 14 поступает в клапанный механизм 10. Откуда через газосепаратор 7 флюид поступает на всасывающий клапан 6 глубинного насоса 5 и далее на устье в систему сбора пластового флюида. Свободный газ, выделившийся из продукции нижнего горизонта, отделяется от жидкости в газосепараторе 7 и по трубопроводу 8 отводится в затрубное пространство 29 над динамическим уровнем 30. Началу эксплуатации нижнего пласта 3 соответствует точка A2 на графике изменения давления в зоне дренирования нижнего пласта (фиг. 5). После отбора флюида из пласта 3 и снижения забойного давления до критического уровня (точка B2 на фиг. 5), при котором возможен срыв подачи, датчиком давления 19 фиксируют нижнее предельное забойное давление пласта 3, и его значение вводят и закрепляют в блок управления уставками как значение нижнего предельного забойного давления пласта 3, при котором останавливают из него отборы пластового флюида. Блок регулирования и управления уставками станции управления 24 подает сигнал через блок контроля и управления 22 об отключении из работы пласта 3 и включении в эксплуатацию пласта 2, у которого давление в околоствольной зоне восстановилось до давления, близкого к пластовому (точка C1 на фиг. 5). Значение давления точки C1 вводят и закрепляют в блок управления уставками как давление, при достижении которого пласт 2 вводят в эксплуатацию. Блок контроля и управления 22 включает электродвигатель клапанного механизма 10. В результате плунжер 13 перемещается вниз, перекрывает канал 14. Пласт 3 переходит в режим восстановления давления в зоне дренирования до близкого к пластовому за счет притока пластового флюида из удаленных зон пласта. С помощью датчика давления 19 фиксируют процесс восста- 5 030727After taking the formation fluid from reservoir 2 and reducing the bottomhole pressure to the limit, corresponding to point B1 (Fig. 5), at which the pump 5 supply can be disrupted, the value of the limit pressure obtained from pressure sensor 20 is fixed in the control unit for adjusting the settings of the control station 24 as a value the lower limit downhole pressure of the reservoir 2, in which the reservoir 2 is stopped to operate. The setpoint adjustment unit sends a signal through the monitoring and control unit 22 about shutting down formation 2 and setting formation 3 into operation. At the command of the monitoring and control unit 22, the screw drives the plunger 13 inside the valve mechanism 10 to the upper position (Fig. 2) , closes the radial channels 12 and thereby closes the hydraulic connection of the pump 5 with the reservoir 2, the production of which stops to accumulate formation fluid and restore pressure in the drainage zone of the reservoir. Pressure recovery in reservoir 2 is controlled by pressure sensor 20. At the same time, plunger 13 opens channel 14 and fluid from reservoir 3 through perforations 18, sub-packer space 17, filter 16 through the internal cavity of shank 15 through channel 14 enters valve valve 10. Wherefrom through gas separator 7 the fluid enters the suction valve 6 of the deep pump 5 and further to the wellhead into the reservoir fluid collection system. The free gas released from the production of the lower horizon is separated from the liquid in the gas separator 7 and discharged through the pipeline 8 to the annulus 29 above the dynamic level 30. The beginning of the lower reservoir 3 operation corresponds to point A2 on the pressure change graph in the drainage zone of the lower reservoir (Fig. 5 ). After fluid extraction from reservoir 3 and reduction of the bottomhole pressure to a critical level (point B2 in Fig. 5), at which supply failure is possible, pressure sensor 19 fixes the lower limit bottomhole pressure of reservoir 3, and its value is entered and fixed in the control unit settings as the value of the lower limit downhole pressure of the reservoir 3, at which the extraction of formation fluid is stopped from it. The control unit and control setpoint control station 24 sends a signal through the control and management unit 22 to disconnect from the operation of the reservoir 3 and the commissioning of the reservoir 2, in which the pressure in the near-well zone has recovered to a pressure close to the reservoir (point C1 in Fig. 5) . The pressure value of the point C1 is introduced and fixed in the control unit settings as the pressure at which the reservoir 2 is put into operation. The control and management unit 22 turns on the electric motor of the valve mechanism 10. As a result, the plunger 13 moves down, closes the channel 14. The reservoir 3 switches to pressure recovery mode in the drainage zone to close to the reservoir due to the influx of formation fluid from remote formation zones. With the help of the pressure sensor 19 fix the process of recovery- 5 030727

новления давления в зоне дренирования пласта 3. В эксплуатацию вступает пласт 2. Кривые восстановления давления в зоне дренирования пласта 2 и 3 регистрируются в памяти блока управления уставками станции управления 24. После восстановления давления в зоне дренирования пласта 3 (точка C2 на фиг. 5) обе кривые изменения давления пласта 2 и пласта 3 обрабатывают по стандартным методикам обработки гидродинамических исследований. По результатам обработки корректируют значения нижнего предельного забойного давления (нижние значения уставок по давлению), при которых система управления уставками выключает работу нижнего или верхнего пласта, верхние значения восстановленного давления (верхние значения уставок по давлению), при которых система управления уставками включает работу каждого из пластов. Определяют продуктивные характеристики каждого из пластов и периоды дренирования - восстановления давления. В блок управления уставками вносятся окончательные значения уставок, по которым периодически - раздельно включаются-выключаются эксплуатируемые пласты.The pressure in the drainage zone of reservoir 2 and 3 is recorded in the memory of the control unit of control station settings 24. After the pressure recovers in the drainage zone of reservoir 3 (point C2 in Fig. 5) Both pressure change curves of formation 2 and formation 3 are processed according to standard hydrodynamic research processing techniques. The processing results correct the values of the lower bottomhole pressure (lower setpoints for pressure) at which the setpoint control system disables the operation of the lower or upper reservoir, upper values of restored pressure (upper values of the setpoint for pressure), at which the setpoint control system includes the operation of each of seams. Determine the productive characteristics of each of the layers and periods of drainage - pressure recovery. The final setpoint values are entered into the setpoint control unit, according to which periodically the exploited layers are switched on / off separately.

В процессе эксплуатации скважины режим работы каждого их пластов можно периодически регулировать (корректировать), изменяя значения уставок по предельным нижним и/или верхним давлениям, которые в режиме реального времени постоянно передаются от датчиков давления 19 и 20 в блок регулирования уставок станции управления 24, записываются и накапливаются там на цифровом носителе. Датчики давления 19 и 20 позволяют контролировать интенсивность и длительность восстановления давления, длительность периодов откачек до достижения забойным давлением в пластах 2 и 3 предельных значений, ниже которых возможен срыв подачи насоса. Периоды циклов откачки флюида из каждого пласта регулируются с помощью станций управления с частотным приводом путем выбора режима работы станка-качалки 27 и соответственно насоса 5. В зависимости от продуктивных характеристик пластов возможны следующие режимы работы.During operation of the well, the operation mode of each of their layers can be periodically adjusted (adjusted) by changing the values of the setpoints at the lower and / or upper pressure limits, which are continuously transmitted from pressure sensors 19 and 20 to the control unit of the control station settings 24 in real time, are recorded and accumulate there on digital media. Pressure sensors 19 and 20 allow you to control the intensity and duration of pressure recovery, the duration of pumping periods until the bottomhole pressure in formations 2 and 3 reaches the limiting values below which pump disruption is possible. Periods of pumping out fluid from each reservoir are controlled by the frequency-controlled control stations by selecting the operating mode of the pumping unit 27 and, accordingly, pump 5. Depending on the productive characteristics of the formations, the following operating modes are possible.

1. Дренирование пласта 2 до снижения давления в зоне дренирования до предельного, при котором возможен срыв подачи насоса; перевод пласта 2 в режим накопления (восстановления) давления; ввод в эксплуатацию пласта 3 до снижения давления в зоне дренирования до предельного, при котором возможен срыв подачи насоса; перевод пласта 3 в режим восстановления давления; ввод в эксплуатацию пласта 2, у которого давление в зоне дренирования восстановилось до давления, близкого к пластовому и так далее, т.е. режим раздельно-периодической эксплуатации.1. Drainage layer 2 to reduce the pressure in the drainage zone to the limit, at which a possible failure of the pump; transfer layer 2 in the mode of accumulation (recovery) pressure; commissioning of the reservoir 3 to reduce the pressure in the drainage zone to the limit, at which the pump supply may be disrupted; transfer of reservoir 3 to pressure recovery mode; commissioning of reservoir 2, in which the pressure in the drainage zone recovered to a pressure close to that of the reservoir, and so on, i.e. regime of separate-periodic operation.

2. Для пластов с очень низкими продуктивными характеристиками возможен вариант режима работы, при котором в отдельные периоды времени происходит полная остановка работы насоса, если давление в зоне дренирования ни одного из пластов не восстановилось, а затем по мере достижения восстановленным давлением в зоне дренирования одного из пластов значения, равного значению верхнего предельного давления уставки, запуска одного из пластов в эксплуатацию, система регулирования уставками дает команду на включение в работу насоса и пласта с восстановленным давлением в эксплуатацию.2. For reservoirs with very low productive characteristics, a variant of operation is possible, during which the pump stops completely at certain periods of time if the pressure in the drainage zone of any of the reservoirs has not recovered, and then as the recovered pressure in the drainage zone reaches one of seams of a value equal to the value of the upper limit pressure of the setpoint; starting one of the layers into operation; ment of pressure in operation.

Режимы работы подбираются с помощью установления уставок в системе регулирования уставками и частоты тока частотным преобразователем в станции управления 24. В зависимости от установленного режима работы по уставкам и частоте тока станция управления управляет положением плунжера 13 внутри клапанного механизма 10 и работой насоса 5. Положение плунжера 13 по отношению к каналам 12 и 14 определяется с помощью датчика 21 положения плунжера 13.Modes of operation are selected by setting settings in the system of setting and frequency settings of the frequency converter in the control station 24. Depending on the set operating mode at the settings and current frequency, the control station controls the position of the plunger 13 inside the valve mechanism 10 and the operation of the pump 5. Plunger 13 position in relation to the channels 12 and 14 is determined using the sensor 21 of the position of the plunger 13.

Для борьбы с отложениями в виде отложений на глубинно-насосном оборудовании солей и АСПО из дозаторной системы 26 через трубопровод 25 в газоотводную трубку 8 периодически или постоянно подают ингибиторы соле- и парафиноотложений, которые поступают к всасывающему клапану 6 глубинного насоса 5.To combat deposits in the form of deposits on the downhole equipment of salts and ARPD from the dosing system 26, inhibitors of salt and paraffin deposits are fed to the suction valve 6 of the deep pump 5 periodically or continuously from the dispensing system 8.

Устройство клапанного механизма 10 и его работа представлены на фиг. 3, 4.The device of the valve mechanism 10 and its operation are shown in FIG. 3, 4.

В корпусе 31 с радиальными каналами 12 и осевым каналом 14 с обеспечением возможности перемещения установлен плунжер 13. В нижней части плунжера установлен датчик 19 контроля давления нижнего пласта. Верхняя часть плунжера 13 устроена в виде полого поршня 32, центральный канал 33, которого посредством тангенциальных каналов 34 и 35 гидравлически связан с подпоршневой 36 и надпоршневой 37 полостями соответственно. На наружной поверхности корпуса 31 установлен датчик 20 контроля давления верхнего пласта. Полость 37 посредством каналов 38 гидравлически связана с газосепаратором 7 (фиг. 1, 2). Нижняя полость 36 через канал 14 гидравлически связана с внутренней полостью хвостовика 15. В корпусе 31 установлен электродвигатель 40 с редуктором 41, который посредством винтовой передачи 42 связан с плунжером 13.In the housing 31 with radial channels 12 and an axial channel 14 with the ability to move installed plunger 13. In the lower part of the plunger is installed sensor 19 pressure control of the lower reservoir. The upper part of the plunger 13 is arranged in the form of a hollow piston 32, the central channel 33, which by means of the tangential channels 34 and 35 is hydraulically connected to the piston 36 and the supra piston 37 cavities, respectively. On the outer surface of the housing 31 is installed, the sensor 20 for controlling the pressure of the upper layer. The cavity 37 through the channels 38 is hydraulically connected with the gas separator 7 (Fig. 1, 2). The lower cavity 36 through the channel 14 is hydraulically connected with the internal cavity of the shank 15. In the housing 31 is installed an electric motor 40 with a gear 41, which by means of a screw gear 42 is connected with the plunger 13.

Клапанный механизм 10 работает следующим образом.The valve mechanism 10 operates as follows.

После спуска глубинно-насосного оборудования в скважину и запуска станка-качалки 27 (фиг. 1) добыча нефти ведется из верхнего пласта 2, расположенного над пакером 4. Плунжер 13 находится в крайнем нижнем положении, при котором перекрывает канал 14 и закрывает поступление флюида из пласта 3 в корпус 31 клапанного механизма 10. Флюид пласта 2 из надпакерного пространства 28 через каналы 12 поступает в полость 37 корпуса 31, откуда через каналы 38 флюид поступает в полость 39 и далее через газосепаратор 7 (фиг. 1) в глубинный штанговый насос 5. При этом датчики давлений 19 и 20 фиксируют значение давлений в пластах 3 и 2 соответственно. Информация от датчиков поступает в блок контроля и управления 22, откуда по питающему кабелю 23 на станцию управления 24 в систему (блок) управления уставками, расположенную на устье скважины в станции управления. После отбораAfter lowering the downhole pumping equipment into the well and starting the pumping unit 27 (Fig. 1), oil is being extracted from the upper layer 2 located above the packer 4. The plunger 13 is in the lowest position where it closes the channel 14 and closes the flow of fluid from layer 3 into the housing 31 of the valve mechanism 10. The reservoir 2 fluid from the nadpaknerny space 28 through the channels 12 enters the cavity 37 of the housing 31, from where the fluid flows through the channels 38 into the cavity 39 and then through the gas separator 7 (Fig. 1) into the deep well pump 5 In this case, the sensors are Bonds 19 and 20 record the pressure values in formations 3 and 2, respectively. Information from the sensors enters the monitoring and control unit 22, from where via the supply cable 23 to the control station 24 into the setpoint control system (block) located at the wellhead in the control station. After selection

- 6 030727- 6 030727

флюида из пласта 2 и падения забойного давления до предельного, при котором возможен срыв подачи насоса 5, сигнал со станции управления 24 из системы управления уставками подается в блок контроля и управления, который включает электродвигатель 40. Электродвигатель 40 через редуктор 41 приводит в действие винтовую передачу 42. При этом плунжер 13 перемещается внутри корпуса 31 и занимает положение, при котором его полый поршень 32 перекрывает радиальные каналы 12 (фиг. 4). Тем самым прекращается поступление флюида из пласта 2. Датчик положения 21 передает эту информацию в блок контроля и управления 22. В результате электродвигатель 40 выключается. Через открытый канал 14 из хвостовика 15 флюид из пласта 3 поступает в подпоршневую полость 36, далее по радиальным каналам 34 полого поршня 32 флюид проходит в центральный канал 33 и далее по радиальным каналам 35 в надпоршневую полость 37, откуда по каналам 38 флюид поступает через полость 39 в газосепаратор 7 (фиг. 1, 2) глубинного насоса 5. Датчики давления 19 и 20 передают в блок контроля и управления 22 информацию о забойном давлении пластов 2 и 3 соответственно, далее эта информация поступает по питающему кабелю 23 на станцию управления 24 в систему управления уставками.the fluid from the reservoir 2 and the bottomhole pressure drop to the limiting level, at which the pump 5 supply may be disrupted, the signal from the control station 24 from the setpoint control system is fed to the control and management unit, which turns on the electric motor 40. The electric motor 40 actuates a screw gear through the gearbox 41 42. At the same time, the plunger 13 moves inside the housing 31 and takes a position in which its hollow piston 32 blocks the radial channels 12 (FIG. 4). This stops the flow of fluid from the reservoir 2. The position sensor 21 transmits this information to the control and management unit 22. As a result, the motor 40 is turned off. Through the open channel 14 of the shank 15, the fluid from the reservoir 3 enters the podporshnevuyu cavity 36, then through the radial channels 34 of the hollow piston 32, the fluid passes into the central channel 33 and then through the radial channels 35 into the suprapiston cavity 37, from where the channels 38 fluid flows through the cavity 39 to the gas separator 7 (Fig. 1, 2) of the deep-well pump 5. Pressure sensors 19 and 20 transmit to the monitoring and control unit 22 information about the bottomhole pressure of formations 2 and 3, respectively, then this information is fed through the supply cable 23 to the control station 24 v. control system the settings.

После отбора флюида из пласта 3 и снижения забойного давления до критического из системы управления уставками станции управления 24 (фиг. 1, 2) в блок контроля и управления 22 поступает сигнал о переходе на эксплуатацию пласта 2. Вследствие этого включается электродвигатель 40, и через редуктор 41 приводит в действие винтовую передачу 42. При этом плунжер 13 перемещается внутри корпуса 31 в крайнее нижнее положение, закрывает канал 14, вследствие чего прекращается поступление в клапанный механизм 10 флюида из пласта 3, а через открытые радиальные каналы 12 начинает поступать флюид из пласта 2. Таким образом, заявляемый способ позволяет осуществлять управляемую раздельно-периодическую эксплуатацию низкопроницаемых пластов, а заявляемая скважинная установка обеспечивает постоянный контроль забойного давления каждого из эксплуатируемых пластов, который необходим для управления раздельно-периодической эксплуатацией.After fluid extraction from reservoir 3 and reduction of bottomhole pressure to critical from the control system of the setpoints of the control station 24 (Fig. 1, 2), the control and control unit 22 receives a signal to switch to reservoir operation 2. As a result, the electric motor 40 is turned on, and through the gearbox 41 actuates a screw gear 42. In this case, the plunger 13 moves inside the housing 31 to the lowest position, closes the channel 14, as a result of which the flow into the valve mechanism 10 from the reservoir 3 stops, and through open radial channels s 12 begins to flow fluid from the reservoir 2. Thus, the claimed method allows controlled separately operation-periodic low-permeability reservoirs, and inventive setting downhole control provides a constant bottomhole pressure of each of the exploited layers, which is required to separately control periodic operation.

Источники информации.Information sources.

1. RU 2385409, E21B 43/00, E21B 47/12, опубл. 27.03.2010 г.1. RU 2385409, E21B 43/00, E21B 47/12, publ. 03/27/2010

2. RU 2344274, E21B 43/14, опубл. 20.01.2009 г.2. RU 2344274, E21B 43/14, publ. 01.20.2009

3. RU 2296213, E21B 43/14, опубл. 27.03.2007 г.3. RU 2296213, E21B 43/14, publ. March 27, 2007

4. RU 2443852, E21B 43/14, E21B 34/10, опубл. 27.02.2012 г.4. RU 2443852, E21B 43/14, E21B 34/10, publ. February 27, 2012

5. RU 2339798, E21B 43/14, опубл. 27.11.2007 г.5. RU 2339798, E21B 43/14, publ. November 27, 2007

6. RU 2380522, E21B 43/12, E21B 47/12, опубл. 27.01.2010 г.6. RU 2380522, E21B 43/12, E21B 47/12, publ. 01.27.2010

7. RU 2488689, E21B 43/14, опубл. 27.07.2013 г.7. RU 2488689, E21B 43/14, publ. 07.27.2013

8. RU 2513566, E21B 43/14, E21B 43/38, опубл. 20.04.2014 г.8. RU 2513566, E21B 43/14, E21B 43/38, publ. 04/20/2014

Claims (2)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов, заключающийся в спуске в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающий клапан, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, переходный элемент в виде газосепаратора, обеспечивающий гидравлическую связь, по меньшей мере, подпакерного пространства скважины с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса и отделение попутного газа из флюида в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу, подъеме пластового флюида по колонне лифтовых труб в линию нефтесбора на устье скважины, отличающийся тем, что оснащают скважинную установку наземной станцией управления, включающей частотный преобразователь и блок управления уставками, и ниже газосепаратора управляемым по уставкам с наземной станции управления клапанным механизмом, обеспечивающим попеременное подключение надпакерной или подпакерной полости к всасывающему клапану насоса; определяют уставки по нижнему и верхнему предельным давлениям работы нижнего и верхнего пластов, определяющие включение-выключение каждого из пластов в эксплуатацию, регистрируют кривые восстановления давления в зоне дренирования верхнего и нижнего пластов в памяти блока управления уставками станции управления; кривые изменения давления верхнего и нижнего пластов обрабатывают по стандартным методикам обработки гидродинамических исследований; по результатам обработки корректируют значения нижнего предельного забойного давления, задающие нижние значения уставок по давлению, при которых система управления уставками выключает работу нижнего или верхнего пласта, верхние значения восстановленного давления, задающие верхние значения уставок по давлению, при которых система управления уставками включает работу нижнего или верхнего пласта, определяют продуктивные характеристики каждого из пластов и периоды дренирования - восстановления давления, в блок управления уставками вносят окончательные значения уставок, по которым попеременно включают-выключают эксплуатируемые пласты.1. The method of separately-periodic operation of low-permeable formations, which consists in lowering the installation into the well, including a tubing of elevator pipes, a shank with a packer installed on it, which provides separation of the upper and lower formations, the in-depth sucker-rod pump for raising the formation fluid from two formations, the inputs of which communicated with nadpaknerny space and podpaknerny space through the suction valve, and the output communicates with the cavity of the column lift pipes through the discharge valve, transition element nt in the form of a gas separator, providing hydraulic communication of at least the under-packer well space with the suction valve of the deep well pump and separating the associated gas from the fluid to the oil gathering line at the wellhead or into the supernatural cavity of the well above the dynamic level along the well pipeline a string of lift pipes to an oil collection line at the wellhead, characterized in that they equip a well installation with a ground control station including a frequency converter s and power control setpoint, and lower gas separator controlled by settings from a ground control station valvetrain providing alternate connection nadpakernoy or packer cavity pump to a suction valve; determine the settings for the lower and upper limit pressure of the lower and upper layers, determining the on-off each of the layers in operation, record the pressure recovery curves in the drainage zone of the upper and lower layers in the memory of the control unit settings control station; pressure curves of the upper and lower layers are processed by standard methods of hydrodynamic research processing; processing results correct the values of the lower bottomhole pressure, which set lower values of pressure setpoints, at which the setpoint control system disables the operation of the lower or upper reservoir, upper values of restored pressure, which set the upper values of pressure setpoints, at which the setpoint control system turns on operation of the lower or the upper layer, determine the productive characteristics of each of the layers and the periods of drainage - pressure recovery, in the control unit settings vn FNF final setpoints, which comprise alternately-operated switch off layers. - 7 030727- 7 030727 2. Скважинная насосная установка для раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов, включающая колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, вход которого сообщен с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающий клапан, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан, переходный элемент в виде газосепаратора, обеспечивающий гидравлическую связь, по меньшей мере, подпакерного пространства скважины через хвостовик с всасывающим клапаном глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу, отличающаяся тем, что содержит наземную станцию управления, оснащенную частотным преобразователем и блоком управления уставками; клапанный механизм, включающий полый цилиндрический корпус с радиальными каналами для обеспечения протока пластового флюида в полость корпуса из надпакерной полости, верхней частью гидравлически связанный с газосепаратором, а нижней частью - с хвостовиком, расположенные в корпусе электродвигатель с редуктором и винтовой передачей, блок контроля и управления электродвигателем, управляемый клапан, выполненный в виде плунжера с центральным и тангенциальными каналами для обеспечения протока пластового флюида из подпакерной полости, связанный с вышерасположенным электродвигателем посредством винтовой передачи и обеспечивающий гидравлическую связь нижнего или верхнего пласта с газосепаратором при своем перемещении вверх или вниз соответственно, при этом клапанный механизм оснащен по меньшей мере двумя датчиками давления для постоянного контроля давления через блок управления уставками в станции управления в режиме реального времени в зоне дренирования нижнего и верхнего пластов и датчиком контроля положения плунжера.2. Downhole pumping unit for separate-periodic operation of low-permeable formations, including a string of lift pipes, a shank with a packer installed on it, which provides separation of the upper and lower formations, the deep sucker-rod pump for raising the formation fluid from two formations, the input of which is connected to the nadpakerny space and podpakerny space through the suction valve, and the output communicates with the cavity of the tubing of the lift pipe through the discharge valve, the transition element in the form of gas separator a torus that provides hydraulic communication of at least the wellbore space through the shank with the suction valve of the submersible sucker rod pump and the constant separation of the associated gas from the fluid produced from the lower reservoir into the oil collection line at the wellhead or into the suprahaled cavity of the well above the dynamic level of the wellbore pipeline, characterized in that it contains a ground control station, equipped with a frequency converter and a setpoint control unit; valve mechanism comprising a hollow cylindrical body with radial channels to ensure flow of formation fluid into the cavity of the nadpakernoy cavity, the upper part hydraulically connected to the gas separator, and the lower part - with the shank, located in the housing electric motor with gearbox and screw gear, control unit and control electric motor, controlled valve, made in the form of a plunger with central and tangential channels to ensure the flow of reservoir fluid from the podpakernoy cavity, installed with an upstream motor through a helical gear and providing hydraulic connection of the lower or upper reservoir to the gas separator when it moves up or down, respectively, and the valve mechanism is equipped with at least two pressure sensors to continuously monitor pressure through the control unit settings in the control station in real mode time in the drainage zone of the lower and upper layers and the sensor control the position of the plunger.
EA201600111A 2015-12-31 2015-12-31 Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same EA030727B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201600111A EA030727B1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201600111A EA030727B1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201600111A1 EA201600111A1 (en) 2017-07-31
EA030727B1 true EA030727B1 (en) 2018-09-28

Family

ID=59383888

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201600111A EA030727B1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA030727B1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706083C1 (en) * 2019-03-18 2019-11-14 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
RU2746331C1 (en) * 2020-10-20 2021-04-12 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110735607A (en) * 2019-12-02 2020-01-31 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 oil-well pump gap bridge pressing setting packer device and application method
CN115263253A (en) * 2022-09-16 2022-11-01 吕远 Large-amplitude variable bottom hole pressure mining device and method
CN116733426B (en) * 2023-08-11 2023-12-15 哈尔滨艾拓普科技有限公司 Oil well intelligent separate production system based on post-pump pressure pulse control and implementation method

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6164376A (en) * 1997-09-23 2000-12-26 Texaco Inc. Triple action pumping system and method
RU2503802C1 (en) * 2012-07-30 2014-01-10 Марат Давлетович Валеев Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2513566C2 (en) * 2012-08-16 2014-04-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6164376A (en) * 1997-09-23 2000-12-26 Texaco Inc. Triple action pumping system and method
RU2503802C1 (en) * 2012-07-30 2014-01-10 Марат Давлетович Валеев Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2513566C2 (en) * 2012-08-16 2014-04-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706083C1 (en) * 2019-03-18 2019-11-14 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
RU2746331C1 (en) * 2020-10-20 2021-04-12 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations

Also Published As

Publication number Publication date
EA201600111A1 (en) 2017-07-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA030727B1 (en) Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same
US6179056B1 (en) Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
EP2273066B1 (en) Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
RU2007114215A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM ONE WELL WITH SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS)
CA2790113C (en) Valve system
CN108756847B (en) Oil-water separation unit double-pump injection-production system before pump
US10060210B2 (en) Flow control downhole tool
RU2412335C1 (en) Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
CA2489674A1 (en) Ported velocity tube for gas lift operations
RU2702187C1 (en) Deep-well pumping unit for oil producing (versions)
RU2488689C1 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
CN113790040A (en) Oil extraction method of jet pump of series-connection type ultra-deep oil well
RU2515630C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
RU2513896C1 (en) Method of dual operation of two strata with one well
CN114482953A (en) Offshore heavy oil layering viscosity reduction cold recovery pipe column and method
CN115387761A (en) Oil-gas well liquid discharge pipe column device with high lift and deep pumping liquid discharge method
RU191708U1 (en) DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS
RU2569526C1 (en) Unit for dual operation of wells
RU2653210C2 (en) Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
RU2529310C1 (en) Downhole device
CN106121590A (en) Radial level boring is windowed filter back flush apparatus

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ KG TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): BY KZ RU