EA036165B1 - Распределенная система эксплуатации скважин для нефтегазодобычи - Google Patents
Распределенная система эксплуатации скважин для нефтегазодобычи Download PDFInfo
- Publication number
- EA036165B1 EA036165B1 EA201690795A EA201690795A EA036165B1 EA 036165 B1 EA036165 B1 EA 036165B1 EA 201690795 A EA201690795 A EA 201690795A EA 201690795 A EA201690795 A EA 201690795A EA 036165 B1 EA036165 B1 EA 036165B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- remote
- branch
- vehicle
- wellbore
- assembly
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 8
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 8
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000010705 motor oil Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Vehicle Cleaning, Maintenance, Repair, Refitting, And Outriggers (AREA)
Abstract
В изобретении предложена распределенная система механизированной эксплуатации скважин для использования в стволе скважины, содержащем вертикальный участок и по меньшей мере один горизонтальный участок, соединенный с вертикальным участком. Распределенная система механизированной эксплуатации скважин содержит первый удаленный узел, расположенный в первом горизонтальном участке. Первый удаленный узел содержит транспортное средство для развертывания оборудования и груз, выбранный из группы, состоящей из электрических удаленных насосных узлов, труб, трубных соединителей, трубных адаптеров, измерительных узлов, газовых сепараторов, прострелочно-взрывной аппаратуры, инжекторных насосов и других внутрискважинных элементов. Первый удаленный узел при необходимости может быть самоходным и дистанционно управляемым.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится в целом к области глубинных насосных установок, в частности к системам, используемым для оптимизации извлечения нефтепродуктов из искривленных стволов скважин.
Предпосылки изобретения
Погружные насосные установки часто используют в скважинах для извлечения углеводородных текучих сред из подземных месторождений. Как отмечено на фиг. 1, изображающей предшествующий уровень техники, погружная насосная установка 200 содержит ряд элементов, в том числе электродвигатель 202, соединенный с одним или несколькими насосными узлами 204. Насосно-компрессорные трубы 206 соединены с насосными узлами для доставки текучих сред скважины из подземного пласта в наземное хранилище.
С учетом достижений в области технологии бурения, теперь возможно осуществлять точное бурение скважин с несколькими горизонтальными ответвлениями. В частности, горизонтальные скважины распространены в нетипичных сланцевых месторождениях, вертикальная глубина которых может доходить до приблизительно 10000 футов (около 3000 м), с горизонтальными участками протяженностью до 8000 футов (2438 м). Как показано на фиг. 1, может представляться сложным или невозможным развернуть обычный электропогружной насос (ЕПН) в указанных сильно искривленных скважинах. Насосная установка 200 установлена в вертикальном участке 208а скважины 208 на некотором расстоянии от горизонтального участка 208b. В предшествующем уровне техники размещение насосной установки 200 в вертикальном участке 208а делает невозможным извлечение нефтепродуктов из более глубокого горизонтального участка 208b.
Поскольку горизонтальные участки ствола скважины бурятся с целью обследования эксплуатационной зоны пласта, горизонтальные участки могут содержать вертикально направленные извивы (как показано на фиг. 1). Нижние участки ответвления 208b могут захватывать твердые частицы и текучие среды, а верхние участки могут захватывать газ и тормозить движение жидкости по скважине. Когда давление газа в ловушке достигает определенного значения, он быстро выбрасывается через ствол скважины, приводя к так называемому выбросу газа, который с технической точки зрения характеризуется как пульсация потока. Пульсация потока обычно бывает нестабильной и нечеткой и нарушает производительность скважины. Большие газовые карманы могут привести к остановке и перегреву насосной установки 200.
Кроме того, невозможность удаления текучих сред из самых глубоко расположенных частей горизонтальных участков может повышать статическое давление подаваемой по вертикальному столбу текучей среды и уменьшать поток из месторождения. Поэтому сохраняется необходимость в усовершенствованной системе, позволяющей добывать нефтепродукты из искривленных стволов скважин. Именно на устранение этих и других недостатков предшествующего уровня техники направлено настоящее изобретение.
Сущность изобретения
В первом аспекте предпочтительные варианты выполнения предлагают распределенную систему механизированной эксплуатации скважин для использования в стволе скважины, содержащем вертикальный участок и по меньшей мере один горизонтальный участок, соединенный с вертикальным участком. Распределенная система механизированной эксплуатации скважин содержит первый удаленный узел, расположенный в первом горизонтальном участке. Первый удаленный узел содержит транспортное средство для развертывания оборудования и груз, выбранный из группы, состоящей из дистанционных электрических насосных установок, труб, трубных соединителей, трубных адаптеров, измерительных узлов, газовых сепараторов, прострелочно-взрывной аппаратуры, инжекторных насосов и других скважинных элементов. При необходимости первый удаленный узел может быть самоходным и дистанционно управляемым.
В другом аспекте предпочтительные варианты выполнения предлагают электропогружную насосную установку для использования при извлечении текучих сред из ствола скважины. Электропогружная насосная установка содержит основной узел, содержащий электродвигатель, и насосный узел, приводимый в действие электродвигателем. Электропогружная насосная установка дополнительно содержит удаленный узел, расположенный на расстоянии от основного узла. Удаленный узел содержит удаленный двигатель и удаленный насос, приводимый в действие удаленным двигателем.
В еще одном аспекте предпочтительные варианты выполнения предлагают способ извлечения текучих сред из подземного месторождения через ствол скважины, содержащий первый вертикальный участок и первый горизонтальный участок, соединенный с первым вертикальным участком. Способ включает этапы, предусматривающие обеспечение наличия первого удаленного узла, содержащего транспортное средство для развертывания оборудования и удаленный насос, поддерживаемый транспортным средством для развертывания оборудования. Способ продолжают, опуская первый удаленный узел через первый вертикальный участок ствола скважины в первый горизонтальный участок. Далее способ включает этап перемещения транспортным средством для развертывания оборудования первого удаленного узла в заданное положение в первом горизонтальном участке. Способ затем включает приведение в действие
- 1 036165 удаленного насоса первого удаленного узла с целью удаления текучих сред из первого горизонтального участка.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой вид сбоку электропогружной насосной установки, выполненной в соответствии с предшествующим уровнем техники.
Фиг. 2 представляет собой вид сбоку электропогружной насосной установки, выполненной и размещенной в соответствии с первым предпочтительным вариантом выполнения.
Фиг. 3 представляет собой вид сбоку транспортного средства для развертывания оборудования, выполненного в соответствии со вторым предпочтительным вариантом выполнения.
Фиг. 4 представляет собой вид сбоку транспортного средства для развертывания оборудования, выполненного в соответствии с первым предпочтительным вариантом выполнения.
Фиг. 5 представляет собой вид сбоку электропогружной насосной установки, выполненной и размещенной в соответствии со вторым предпочтительным вариантом выполнения в искривленном стволе скважины.
Фиг. 6 представляет собой вид сбоку электропогружной насосной установки, выполненной в соответствии с третьим предпочтительным вариантом выполнения в искривленном стволе скважины.
Фиг. 7 представляет собой вид сверху электропогружной насосной установки, выполненной в соответствии с четвертым предпочтительным вариантом выполнения.
Подробное описание предпочтительного варианта выполнения
Используемый в данном документе термин нефтепродукты относится в широком смысле ко всем минеральным углеводородам, таким как нефть, газ и смеси нефти и газа. В целях приведенного в данном документе раскрытия изобретения, термины выше по потоку и ниже по потоку используется для обозначения соответствующих положений элементов или частей элементов относительно общего потока текучих сред, добываемых из скважины. Термин выше по потоку относится к положению или элементу, который при извлечении текучих сред из ствола скважины текучая среда проходит раньше, чем расположенное ниже по потоку положение или элемент. Термины выше по потоку и ниже по потоку не обязательно зависят от соответствующей вертикальной ориентации элемента или его положения. Следует понимать, что многие элементы в приведенном далее описании имеют, по существу, цилиндрическую форму и общую продольную ось, проходящую через центр удлиненного цилиндра, и радиус, проходящий от продольной оси к наружной периферии. Объекты и перемещение могут быть описаны в терминах радиального положения.
Начиная с фиг. 2, в настоящем документе изображена электропогружная насосная установка 100, выполненная и размещенная в соответствии с первым предпочтительным вариантом выполнения. Установка 100 развернута в стволе скважины 102, содержащем вертикальный участок 102а и искривленный участок 102b. Искривленный участок 102b ствола 102 скважины содержит холмистый профиль. Установка 100 обычно содержит один или несколько основных узлов 104, один или несколько удаленных узлов 106 и наземное оборудование 108.
Как показано на фиг. 2, установка 100 содержит один основной узел 104, расположенный в вертикальном участке 102а, и три удаленных узла 106, расположенных в искривленном участке 102b. Далее следует отметить, что альтернативные варианты выполнения электропогружной насосной установки 100 могут содержать только один или несколько удаленных узлов 106, соединенных непосредственно с наземным оборудованием 108. Оборудование 108 содержит устройства управления, частотнорегулируемые приводы и источники питания, выполненные с возможностью приведения в действие, управления и приема данных от основного узла 104 и удаленных узлов 106.
Установка 100 предпочтительно содержит насосный узел 110, узел 112 двигателя и протектор 114. Протектор 114 защищает насосный узел 112 от механического давления, создаваемого насосным узлом 110, и обеспечивает расширение смазочных материалов для двигателя при работе. При использовании текучие среды скважины втягиваются в насосный узел 110 для подачи на поверхность через насоснокомпрессорные трубы 116. Несмотря на то что показан лишь один из элементов, следует понимать, что при необходимости может быть присоединено большее количество элементов. Например, во многих применениях целесообразно использовать спаренные двигатели, несколько протекторов и несколько насосных узлов. Также понятно, что установка 100 может содержать дополнительные элементы, не являющиеся обязательными в настоящем описании.
Каждый из удаленных узлов 106 предпочтительно содержит самоходное, дистанционно управляемое транспортное средство 118 для развертывания оборудования, и груз 120. Груз 120 может содержать представлять собой любое устройство, оборудование или другой груз, предназначенный для развертывания или размещения в искривленной скважине, как, например, электропогружные насосные узлы, трубы, трубные соединители, трубные адаптеры, измерительные узлы, газовые сепараторы, прострелочновзрывную аппаратуру и инжекторные насосы. Вес груза 120 прижимает транспортное средство 118 к поверхности ствола 102 скважины. Относительно небольшой диаметр ствола 102 скважины способствует созданию дуги плотного контакта между стволом 102 скважины и шарнирно соединенными поверхностями транспортного средства 118.
- 2 036165
Несмотря на то что предпочтительные варианты выполнения изобретения не так ограничены, на фиг. 2 показаны три удаленных узла 106а, 106b и 106с. Удаленные узлы 106а и 106с содержат удаленные насосные узлы 122, а удаленный узел 106b содержит измерительный узел 124.
В варианте выполнения, показанном на фиг. 2, удаленные узлы 106 предпочтительно соединены друг с другом и с основным узлом 104 с помощью шланг-кабеля 126. Шланг-кабель 126 обеспечивает гибкий трубопровод для перекачиваемых текучих сред из удаленных узлов 106 и предпочтительно содержит силовые и сигнальные кабели, предназначенные для обеспечения электропитания и телеметрии между основным узлом 104 и удаленными узлами 106. В некоторых применениях шланг-кабель 126 выполнен без возможности перемещения по нему текучих сред, при этом перемещение текучих сред осуществляется просто путем перекачивания через ствол 102b скважины.
На фиг. 3 показан вид сбоку удаленного насосного узла 122, выполненного в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения. Каждый удаленный насосный узел 122 содержит удаленный насос 128 и удаленный двигатель 130. Удаленный насос 128 и удаленный двигатель 130 установлены на транспортном средстве 118. Удаленный насос 128 предпочтительно выполнен в виде многоступенчатого центробежного насоса, приводимого в действие от общего вала (не показан), соединенного с удаленным двигателем 130. Удаленный насос 128 имеет впускное отверстие 132 и выпускное отверстие 134. При подаче питания с использованием шланг-кабеля 126 удаленный двигатель 130 вращает вал и поворачивает рабочее колесо удаленного насоса 128. Текучая среда, поступающая через впускное отверстие 132, сжимается и выпускается через выпускное отверстие 134 к расположенным ниже по потоку элементам установки 100.
Несмотря на то что в предпочтительных вариантах выполнения удаленный насос 128 выполнен в виде центробежного насоса, следует понимать, что удаленный насос 128 может содержать объемные насосы, шестеренчатые насосы, поршневые насосы, шнековые насосы и другие устройства для перемещения текучей среды. Кроме того, несмотря на то, что удаленный двигатель 130 предпочтительно выполнен как электродвигатель, следует понимать, что удаленный двигатель 130 также может быть выполнен в виде гидравлического двигателя, пневматического двигателя или другого источника движущей силы, выполненного с возможностью приведения в действие удаленного насоса 128.
Транспортное средство 118, как правило, выполнено и предназначено для доставки, развертывания или размещения устройств и другого оборудования в искривленном стволе скважины. Транспортное средство 118 предпочтительно содержит раму 136 для удержания груза, приводной электродвигатель 138 и подвижный узел 140. Подвижный узел 140 может быть выполнен с возможностью перемещения и изменения направления движения транспортного средства 118. В первом предпочтительном варианте выполнения, показанном на фиг. 2 и 3, транспортное средство 118 выполнено в виде самоходного, дистанционно управляемого транспортного средства, содержащего активный подвижный узел 140.
Активный подвижный узел 140 содержит пару гусениц 142, управляемо приводимых в действие приводным электродвигателем 138. Гусеницы 142 предпочтительно имеют активную зубчатую внешнюю поверхность, способствующую эффективному перемещению транспортного средства 118 и груза 120 в искривленном участке 102b. В одном варианте первого предпочтительного варианта выполнения активный подвижный узел 140 заменен на пассивный подвижный узел, в котором гусеницы 142 не приводятся в действие электродвигателем 138. Использование пассивного подвижного узла целесообразно в ситуациях, когда транспортное средство 118 соединено со вторым транспортным средством 118 для развертывания оборудования и перемещается с его помощью.
На фиг. 4 показан вид сбоку удаленного узла 106b. Удаленный узел 106b содержит измерительный узел 144, расположенный на транспортном средстве 118. Измерительный узел 144 выполнен с возможностью измерения характеристик среды и эксплуатационных характеристик в искривленном участке 102b ствола 102 скважины. В особо предпочтительном варианте выполнения измерительный узел 144 обеспечивает наземные объекты 108 информацией, в режиме реального времени, о скорости потока, температуре, давлении и содержании газа, посредством проводного или беспроводного соединения. Возможность предоставления информации в режиме реального времени об условиях в искривленном участке 102b стволе 102 скважины 102 обеспечивает оптимизацию условий функционирование основного и удаленного узлов 104, 106.
Как показано на фиг. 4, транспортное средство 118 предпочтительно выполнено так, что подвижный узел 140 содержит цилиндрическую муфту 146, окружающую раму 136 для удержания груза. Муфта 146 содержит шарикоподшипники 148, которые проходят через муфту 146. В особо предпочтительном варианте третьего предпочтительного варианта выполнения шарикоподшипники 148 и муфта 146 образуют пассивный подвижный узел 140, обеспечивающий втягивание или проталкивание груза 120 вдоль искривленного ствола 102b скважины. Шарикоподшипники 148 обеспечивают механизм с низким коэффициентом трения для поддержки и перемещения груза 120. Кроме того, цилиндрическая муфта 146 и шарикоподшипники 148 могут быть выполнены так, что транспортное средство 118 действует как подвижный центратор для размещения груза 120 в центре ствола 102 скважины.
Со ссылкой снова на фиг. 2, следует отметить, что во время размещения электропогружной насосной установки 100 удаленные узлы 106 перемещаются в заданное местоположение в искривленном уча- 3 036165 стке 102b ствола 102 скважины. Основной узел 104 может быть расположен на необходимой глубине в вертикальном участке 102а. В первом предпочтительном варианте выполнения удаленные узлы 106 спускают в ствол скважины с помощью основного узла 104, отделяют от основного узла 104, а затем перемещают в заданное местоположение в искривленном участке 102b. Во втором предпочтительном варианте выполнения удаленные узлы 106 предпочтительно загружают в ствол 102 скважины и оперативно располагают внутри искривленного участка 102b до развертывания основного узла 104 в вертикальном участке 102b.
После того как удаленные узлы 106 и основной узел 104 соответствующим образом установлены, удаленные узлы 106 могут быть избирательно приведены в действие для выведения текучих сред скважины из искривленного ствола 102b скважины в вертикальный ствол 102а скважины, в котором текучие среды можно выкачивать на поверхность основного узла 104. Оперативное размещение нескольких насосных узлов вдоль горизонтального искривленного участка 102b ствола 102 обеспечивает более равномерный поток из ствола 102, меньшее противодавление от вертикального напора среды. Добычу текучей чреды из ствола скважины можно оптимизировать, управляя положением и рабочими параметрами основного узла 104 и удаленных узлов 106 в независимом режиме. Например, целесообразно увеличить производительность одного или нескольких удаленных узлов 106, одновременно уменьшив производительность основного узла 104.
На фиг. 5 показан альтернативный предпочтительный вариант выполнения, в котором вертикальный участок 102а ствола 102 скважины содержит сборник 150, расположенный ниже точки, в которой искривленный участок 102b пересекается с вертикальным участком 102а. В предпочтительном варианте выполнения, показанном на фиг. 5, основной узел 104 расположен внутри сборника 150 ствола 102 скважины, при этом удаленные узлы 106 расположены в искривленном участке 102b. Основной узел 104 предпочтительно выполнен так, что насосный узел 110 расположен ниже узла 112 двигателя. Таким образом, текучие среды, втягивающиеся в насосный узел 110 из расположенного выше основного узла 104, проходят над узлом 112 двигателя, чтобы обеспечить конвективное охлаждение.
При работе удаленные насосы 128 нагнетают текучие среды из искривленного участка 102b в вертикальный участок 102а. Текучие среды падают в сборник 150 ствола скважины, откуда они нагнетаются к поверхности основного узла 104. Следует отметить, что шланг-кабель 126, использующийся для соединения удаленного узла 106а с наземными объектами 108, не содержит трубопровода для перекачиваемых текучих сред. В этом варианте шланг-кабель 126 только обеспечивает питание и телеметрию между наземными объектами 108 и удаленным узлом 106а. Дистанционный насос 128, расположенный на удаленном узле 106а, просто выталкивает текучие среды из искривленного участка 102b в вертикальный участок 102а.
На фиг. 6 показан еще один альтернативный предпочтительный вариант выполнения, в котором ствол 102 скважины содержит первый вертикальный участок 152 и второй вертикальный участок 154, соединенные общим горизонтальным участком 156. В этом варианте выполнения электропогружная насосная установка 100 содержит два основных узла 104а, 104b, расположенных в первом и втором вертикальных участках 152, 154, и ряд удаленных узлов 106, расположенных в горизонтальном участке 156. В данном варианте выполнения удаленные узлы 106 имеют две точки отбора с использованием первого и второго вертикальных участков 152, 154. Удаленные узлы 106 предпочтительно соединены с первым основным узлом 104а с помощью шланг-кабеля 126. В особо предпочтительном варианте выполнения удаленный узел 106с выполнен с возможностью нагнетания текучих сред в направлении второго вертикального участка 154, а удаленный узел 106а выполнен с возможностью нагнетания текучих сред в направлении первого вертикального участка 152.
Удаленными узлами 106 и основными узлами 104а, 104b можно раздельно управлять с целью оптимизации извлечения текучих сред из продуктивных пластов месторождения. В частности, основными узлами 104 и удаленными узлами 106 можно управлять таким образом, что каждый узел эксплуатируется только в течение оптимального периода работы насоса.
На фиг. 7 показан вид сверху установки 100, установленной в другом предпочтительном варианте выполнения. Как показано на фиг. 7, ствол 102 скважины содержит один вертикальный шахтный ствол 152 и несколько ответвлений 154, проходящих от него наружу. Ответвления 154 могут проходить от вертикального шахтного ствола 152 на одинаковой или разной глубине. Основной узел 104 установлен в вертикальном шахтном стволе 152, а один или несколько удаленных узлов 106 стратегически установлены в каждом ответвлении 154. Количество и размещение удаленных узлов 106 в каждом ответвлении 154 зависит от характеристик отдельно взятого ответвления 154. Удаленные узлы 154 предпочтительно перемещаются под действием независимого источника питания в ответвления 154. В данной конфигурации, стратегически расположенные удаленные узлы 106 вытесняют текучую среду из ответвлений 154 в общий вертикальный шахтный ствол 152.
Следует понимать, что изображения электропогружной насосной установки 100, показанные на фиг. 2 и фиг. 5-7, представляют собой лишь предпочтительные варианты выполнения, при этом объем настоящего изобретения не так ограничен. В частности, может быть целесообразно сконструировать электропогружную насосную установку 100 таким образом, чтобы она содержала меньшее, большее или
- 4 036165 разное количество удаленных узлов 106. В некоторых применениях может быть целесообразно использовать дополнительные основные узлы 104, но в других применениях может быть целесообразно вовсе не использовать основной узел 104. Каждый из указанных альтернативных вариантов рассматривается в настоящее время в пределах предпочтительных вариантов выполнения изобретения. Специалистам в данной области техники следует понимать, что использование нескольких удаленных узлов 106 обеспечивает резерв, который не содержится в традиционных установках с одним насосом.
Следует понимать, что несмотря на то что в приведенном выше описании были изложены многочисленные отличительные признаки и преимущества различных вариантов выполнения настоящего изобретения с учетом сведений об устройстве и функционировании различных вариантов выполнения настоящего изобретения, данное описание является лишь иллюстративным, при этом в детали, в частности, в отношении устройства и размещения узлов могут быть внесены изменения в пределах сущности настоящего изобретения в полном объеме, обозначенном широким общим значением терминов, посредством которых выражена прилагаемая формула изобретения. Специалистам должно быть понятно, что идеи настоящего изобретения могут быть применены к другим системам, не выходя за пределы объема и сущности настоящего изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Электропогружная насосная установка для использования при извлечении текучих сред из ствола скважины, содержащая основной узел, соединенный с насосно-компрессорными трубами и содержащий электродвигатель и насосный узел, соединенный с насосно-компрессорными трубами и приводимый в действие электродвигателем, и удаленный узел, расположенный на расстоянии от основного узла, соединенный с основным узлом с помощью шланг-кабеля и содержащий удаленный двигатель, удаленный насос, приводимый в действие удаленным двигателем, и транспортное средство для развертывания оборудования, при этом удаленный двигатель и удаленный насос установлены на указанном транспортном средстве.
- 2. Электропогружная насосная установка по п.1, в которой ствол скважины содержит вертикальный участок и горизонтальный участок, при этом основной узел расположен в вертикальном участке, а удаленный узел расположен в горизонтальном участке.
- 3. Электропогружная насосная установка по п.1, в которой транспортное средство для развертывания оборудования содержит приводной двигатель и подвижный узел.
- 4. Электропогружная насосная установка по п.3, в которой транспортное средство для развертывания оборудования является самоходным и дистанционно управляемым.
- 5. Электропогружная насосная установка по п.1, дополнительно содержащая наземные объекты, при этом удаленное устройство соединено с наземными объектами с помощью указанного шланг-кабеля.
- 6. Распределенная система механизированной эксплуатации скважин, предназначенная для использования в стволе скважины, содержащем, по меньшей мере, первое ответвление, второе ответвление и по меньшей мере один вертикальный участок, причем первое ответвление соединено со вторым ответвлением только через вертикальный участок ствола скважины, при этом указанная распределенная система содержит первый удаленный узел, расположенный в первом ответвлении и содержащий транспортное средство для развертывания оборудования и груз, содержащий удаленный двигатель и удаленный насос, приводимый в действие удаленным двигателем, при этом удаленный двигатель и удаленный насос установлены на указанном транспортном средстве, и второй удаленный узел, расположенный во втором ответвлении и содержащий транспортное средство для развертывания оборудования и груз, причем указанный груз выбран из группы, состоящей из электрических удаленных насосных узлов, труб, трубных соединителей, трубных адаптеров, измерительных узлов, газовых сепараторов, прострелочно-взрывной аппаратуры и инжекторных насосов.
- 7. Распределенная система по п.6, в которой транспортное средство для развертывания оборудования указанного первого удаленного узла содержит приводной двигатель и подвижный узел, приводимый в действие приводным двигателем.
- 8. Распределенная система механизированной эксплуатации скважин, предназначенная для использования в стволе скважины, содержащем, по меньшей мере, первое ответвление, второе ответвление и по меньшей мере один вертикальный участок, причем первое ответвление соединено со вторым ответвлением только через вертикальный участок ствола скважины, при этом указанная распределенная система содержит первый удаленный узел, расположенный в первом ответвлении и содержащий транспортное средство для развертывания оборудования и груз, причем указанный груз выбран из группы, состоящей из электрических удаленных насосных узлов, труб, трубных соединителей, трубных адаптеров, измерительных узлов, газовых сепараторов, прострелочно-взрывной аппаратуры и инжекторных насосов, и второй удаленный узел, расположенный во втором ответвлении и содержащий транспортное сред- 5 036165 ство для развертывания оборудования и груз, причем указанный груз выбран из группы, состоящей из электрических удаленных насосных узлов, труб, трубных соединителей, трубных адаптеров, измерительных узлов, газовых сепараторов, прострелочно-взрывной аппаратуры и инжекторных насосов, при этом как первый, так и второй удаленный узел содержит удаленный двигатель и удаленный насос, приводимый в действие удаленным двигателем, причем удаленный двигатель и удаленный насос установлены на транспортном средстве соответствующего удаленного узла, при этом в указанной распределенной системе каждое транспортное средство для развертывания оборудования первого удаленного узла и второго удаленного узла является самоходным и дистанционно управляемым.
- 9. Распределенная система по п.8, дополнительно содержащая основной узел, расположенный в вертикальном участке, причем основной узел содержит электродвигатель и насосный узел, приводимый в действие электродвигателем.
- 10. Способ извлечения текучих сред из подземного месторождения через ствол скважины, содержащий первый вертикальный шахтный ствол и первое ответвление, соединенное с первым вертикальным шахтным стволом, при этом способ включает этапы, на которых опускают первый основной узел, содержащий узел двигателя и насосный узел, приводимый в действие узлом двигателя, в заданное положение в первом вертикальном шахтном стволе, опускают первый удаленный узел, соединенный с первым основным узлом с помощью шлангкабеля и содержащий транспортное средство для развертывания оборудования, удаленный двигатель и удаленный насос, установленный на указанном транспортном средстве, через первый вертикальный шахтный ствол ствола скважины в первое ответвление, перемещают транспортное средство для развертывания оборудования первого удаленного узла в заданное положение в первом ответвлении, приводят в действие удаленный насос первого удаленного узла для извлечения текучих сред из первого ответвления и приводят в действие насосный узел первого основного узла для извлечения текучих сред из первого вертикального шахтного ствола.
- 11. Способ по п.10, в котором на этапе приведения в действие удаленного насоса первого удаленного узла дополнительно приводят в действие удаленный насос первого удаленного узла для извлечения текучих сред из первого ответвления в первый вертикальный шахтный ствол.
- 12. Способ по п.10, в котором первый вертикальный шахтный ствол дополнительно содержит сборник, расположенный ниже первого ответвления, причем на этапе опускания основного узла дополнительно опускают основной узел в сборник первого вертикального шахтного ствола.
- 13. Способ по п.10, в котором ствол скважины дополнительно содержит второе ответвление, соединенное с первым вертикальным шахтным стволом, при этом в способе дополнительно опускают второй удаленный узел, содержащий транспортное средство для развертывания оборудования и удаленный насос, установленный на указанном транспортном средстве, через первый вертикальный шахтный ствол ствола скважины во второе ответвление, перемещают транспортное средство для развертывания оборудования второго удаленного узла в заданное положение во втором ответвлении и приводят в действие удаленный насос второго удаленного узла для извлечения текучих сред из второго ответвления.
- 14. Способ по п.10, в котором ствол скважины дополнительно содержит второй вертикальный шахтный ствол, соединенный с первым ответвлением, при этом в способе дополнительно опускают второй основной узел, содержащий узел двигателя и насосный узел, приводимый в действие узлом двигателя, в заданное положение во втором вертикальном шахтном стволе, и приводят в действие насосный узел второго основного узла для извлечения текучих сред из второго вертикального шахтного ствола.
- 15. Способ по п.14, в котором ствол скважины дополнительно содержит второе ответвление, соединенное с первым вертикальным шахтным стволом, при этом в способе дополнительно опускают второй удаленный узел, содержащий транспортное средство для развертывания оборудования и удаленный насос, установленный на указанном транспортном средстве, через первый вертикальный шахтный ствол ствола скважины во второе ответвление, перемещают транспортное средство для развертывания оборудования второго удаленного узла в заданное положение во втором ответвлении и приводят в действие удаленный насос второго удаленного узла для извлечения текучих сред из второго ответвления во второй шахтный ствол.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/081,991 US9598943B2 (en) | 2013-11-15 | 2013-11-15 | Distributed lift systems for oil and gas extraction |
| PCT/US2014/063633 WO2015073238A2 (en) | 2013-11-15 | 2014-11-03 | Distributed lift systems for oil and gas extraction |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201690795A1 EA201690795A1 (ru) | 2016-11-30 |
| EA036165B1 true EA036165B1 (ru) | 2020-10-08 |
Family
ID=51894250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201690795A EA036165B1 (ru) | 2013-11-15 | 2014-11-03 | Распределенная система эксплуатации скважин для нефтегазодобычи |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9598943B2 (ru) |
| CA (1) | CA2930660C (ru) |
| EA (1) | EA036165B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015073238A2 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9988875B2 (en) | 2014-12-18 | 2018-06-05 | General Electric Company | System and method for controlling flow in a well production system |
| US20170183948A1 (en) * | 2015-12-28 | 2017-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Preconditioning flow to an electrical submersible pump |
| US11486243B2 (en) * | 2016-08-04 | 2022-11-01 | Baker Hughes Esp, Inc. | ESP gas slug avoidance system |
| US10753166B2 (en) * | 2017-10-06 | 2020-08-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Load reduction device and method for reducing load on power cable coiled tubing |
| US11131170B2 (en) * | 2019-09-30 | 2021-09-28 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pump completion in a lateral well |
| US11220904B2 (en) * | 2020-03-20 | 2022-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow condition sensing probe |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040134654A1 (en) * | 2003-01-14 | 2004-07-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-lateral well with downhole gravity separation |
| WO2010016767A2 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Ziebel As | Subsurface reservoir drainage system |
| WO2013086623A1 (en) * | 2011-12-15 | 2013-06-20 | Raise Production, Inc. | Horizontal and vertical well fluid pumping system |
| US20130180730A1 (en) * | 2012-01-18 | 2013-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic assist deployment system for artificial lift systems and methods for using the same |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7325606B1 (en) | 1994-10-14 | 2008-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus to convey electrical pumping systems into wellbores to complete oil and gas wells |
| JPH09132657A (ja) | 1995-09-04 | 1997-05-20 | Canon Inc | 基材の表面処理方法及び該方法を用いたインクジェット記録ヘッドの製造方法 |
| US8297377B2 (en) * | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US6250390B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-06-26 | Camco International, Inc. | Dual electric submergible pumping systems for producing fluids from separate reservoirs |
| NO320782B1 (no) | 1999-03-22 | 2006-01-30 | Aatechnology As | Fremdriftsmekanisme for lange hulrom og ror |
| US6257332B1 (en) | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
| US6557642B2 (en) * | 2000-02-28 | 2003-05-06 | Xl Technology Ltd | Submersible pumps |
| US7143843B2 (en) | 2004-01-05 | 2006-12-05 | Schlumberger Technology Corp. | Traction control for downhole tractor |
| US7172026B2 (en) | 2004-04-01 | 2007-02-06 | Bj Services Company | Apparatus to allow a coiled tubing tractor to traverse a horizontal wellbore |
| CA2572686C (en) | 2004-07-05 | 2013-08-20 | Shell Canada Limited | Monitoring fluid pressure in a well and retrievable pressure sensor assembly for use in the method |
| US7401665B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for drilling a branch borehole from an oil well |
| US9133673B2 (en) | 2007-01-02 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulically driven tandem tractor assembly |
| ATE513117T1 (de) | 2007-09-28 | 2011-07-15 | Prad Res & Dev Nv | Vorrichtung und verfahren zur protokollierung während der produktion |
| US20090271117A1 (en) * | 2008-04-23 | 2009-10-29 | Ayoub Joseph A | System and Method for Deep Formation Evaluation |
| US9482233B2 (en) | 2008-05-07 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Electric submersible pumping sensor device and method |
| US8151902B2 (en) | 2009-04-17 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed bottom hole assembly with tractor |
| US8042612B2 (en) | 2009-06-15 | 2011-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and device for maintaining sub-cooled fluid to ESP system |
| US8400093B2 (en) | 2009-08-27 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Device, computer program product and computer-implemented method for backspin detection in an electrical submersible pump assembly |
| DK177312B1 (en) | 2009-11-24 | 2012-11-19 | Maersk Olie & Gas | Apparatus and system and method for measuring data in a well propagating below the surface |
| US8955599B2 (en) * | 2009-12-15 | 2015-02-17 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
| US9062503B2 (en) | 2010-07-21 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Rotary coil tubing drilling and completion technology |
| US8571709B2 (en) | 2010-10-05 | 2013-10-29 | Southeast Directional Drilling, Llc | Remote controlled vehicle |
-
2013
- 2013-11-15 US US14/081,991 patent/US9598943B2/en active Active
-
2014
- 2014-11-03 WO PCT/US2014/063633 patent/WO2015073238A2/en active Application Filing
- 2014-11-03 EA EA201690795A patent/EA036165B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-11-03 CA CA2930660A patent/CA2930660C/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040134654A1 (en) * | 2003-01-14 | 2004-07-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-lateral well with downhole gravity separation |
| WO2010016767A2 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Ziebel As | Subsurface reservoir drainage system |
| WO2013086623A1 (en) * | 2011-12-15 | 2013-06-20 | Raise Production, Inc. | Horizontal and vertical well fluid pumping system |
| US20130180730A1 (en) * | 2012-01-18 | 2013-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic assist deployment system for artificial lift systems and methods for using the same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201690795A1 (ru) | 2016-11-30 |
| WO2015073238A3 (en) | 2015-12-03 |
| US9598943B2 (en) | 2017-03-21 |
| WO2015073238A2 (en) | 2015-05-21 |
| CA2930660C (en) | 2021-11-02 |
| US20150136414A1 (en) | 2015-05-21 |
| CA2930660A1 (en) | 2015-05-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA036165B1 (ru) | Распределенная система эксплуатации скважин для нефтегазодобычи | |
| US6135210A (en) | Well completion system employing multiple fluid flow paths | |
| US20020007970A1 (en) | Well system | |
| CA2861839C (en) | Method and apparatus of distributed systems for extending reach in oilfield applications | |
| US20140110133A1 (en) | Gas Separator Assembly for Generating Artificial Sump Inside Well Casing | |
| US20160177684A1 (en) | Downhole compressor for charging an electrical submersible pump | |
| US20100314106A1 (en) | Low cost rigless intervention and production system | |
| US10914149B2 (en) | Artificial lift | |
| US20240133278A1 (en) | Downhole Lubrication System | |
| US10221663B2 (en) | Wireline-deployed positive displacement pump for wells | |
| US6186238B1 (en) | Assembly and method for the extraction of fluids from a drilled well within a geological formation | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump | |
| US11306569B2 (en) | Electronic control for simultaneous injection and production | |
| EP3612713B1 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| US20170101833A1 (en) | Drilling System Including a Pressure Intensifier | |
| US10329887B2 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| WO2010016767A2 (en) | Subsurface reservoir drainage system | |
| RU2727944C2 (ru) | Компоновка роторного насоса и роторная насосная установка | |
| Kilvington et al. | Beatrice field: electrical submersible pump and reservoir performance 1981-83 | |
| WO2016111689A1 (en) | Fluid conduit and electric submersible pump system |
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 BY KZ KG TJ TM |