RU109792U1 - EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS - Google Patents

EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS Download PDF

Info

Publication number
RU109792U1
RU109792U1 RU2011126721/03U RU2011126721U RU109792U1 RU 109792 U1 RU109792 U1 RU 109792U1 RU 2011126721/03 U RU2011126721/03 U RU 2011126721/03U RU 2011126721 U RU2011126721 U RU 2011126721U RU 109792 U1 RU109792 U1 RU 109792U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
electric centrifugal
packer
rod
plunger
Prior art date
Application number
RU2011126721/03U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Александрович Афанасьев
Илья Владимирович Захаров
Сергей Николаевич Матвеев
Ренат Иршатович Алеев
Юрий Кимович Цику
Original Assignee
Владимир Александрович Афанасьев
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 Владимир Александрович Афанасьев filed Critical Владимир Александрович Афанасьев
Priority to RU2011126721/03U priority Critical patent/RU109792U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU109792U1 publication Critical patent/RU109792U1/en

Links

Abstract

Скважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы, отличающееся тем, что прием плунжерного штангового насоса оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающем из верхнего пласта. Downhole equipment for simultaneous and separate oil production from two formations, separated by a packer in the wellbore, whose head is hermetically connected to the suction pipe of the pumping unit, including an electric centrifugal and sucker-rod plunger pumps, characterized in that the plunger sucker-rod pump is equipped with a pipe shank, which is bypassed a tube located parallel to the electric centrifugal pump and its engine, a suction pipe of the pumping unit, the tip and barrel of the hydra packer It is influentially connected with the lower layer, and the electric centrifugal pump is in the fluid flow coming from the upper layer.

Description

Полезная модель относится к оборудованию одновременно-раздельной добычи нефти насосами из двух пластов через одну скважину.The utility model relates to the equipment of simultaneous-separate oil production by pumps from two layers through one well.

Известно оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти насосным агрегатом из двух пластов, разобщенных пакером, содержащее, спущенный на расчетную глубину насосный агрегат с подвешенным на нем трубным хвостовиком, который герметично сочленяется с оголовком пакера (В.А.Афанасьев, патент 40647 7 Е21В 43/16).Known equipment for simultaneous and separate oil production by a pumping unit from two layers separated by a packer, containing a pumping unit deflated to the calculated depth with a pipe shank suspended on it, which is hermetically articulated with the packer head (V.A. Afanasyev, patent 40647 7 Е21В 43 /16).

Известно (К.М.Гарифов и др., патент 2339798 Е21В 043/14) оборудование для одновременно-раздельной насосной добычи нефти из двух пластов, разобщенных пакером, сочлененным через всасывающий трубопровод с насосным агрегатом, состоящим из электроцентробежного и штангового плунжерного насосов. Электропогружным насосом, помещенным в кожух, эксплуатируется высокопродуктивный нижний пласт, а плунжерным насосом низкопродуктивный верхний пласт (производственно-технический журнал «Инженерная практика» №3, 2011 г., с.4-5).It is known (K.M. Garifov et al., Patent 2339798 ЕВВ 043/14) equipment for simultaneously-separate pumping oil production from two reservoirs separated by a packer articulated through a suction pipe with a pumping unit consisting of an electric centrifugal and rod plunger pumps. An electric submersible pump placed in a casing operates a highly productive lower layer, and a plunger pump operates a low-productivity upper layer (production and technical journal Engineering Practice No. 3, 2011, p.4-5).

На нефтяных промыслах Западной Сибири имеются месторождения нефти, где нижние пласты низкодебитные (ЮС2, Ач и т.п.), а верхние пласты высокодебитные (АС, БС и т.д.). В данных условиях предложенная скважинная компоновка (прототип) не может быть применена. Электропогружной насос имеет более высокую производительность (до 800 м3/сут), чем штанговый плунжерный насос (до 70 м3/сут).In the oil fields of Western Siberia, there are oil fields where the lower reservoirs are low-yield (US 2 , Ah, etc.), and the upper reservoirs are high-yield (AS, BS, etc.). In these conditions, the proposed borehole layout (prototype) cannot be applied. The electric submersible pump has a higher capacity (up to 800 m 3 / day) than a sucker-rod plunger pump (up to 70 m 3 / day).

Технической задачей, решаемой полезной моделью, является обеспечить эксплуатацию нижнего низкопродуктивного пласта штанговым насосом, а высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом.The technical problem solved by the utility model is to ensure the operation of the lower low-productivity formation with a sucker rod pump, and the high-productivity upper formation with an electric centrifugal pump.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинном оборудовании для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный насос с двигателем и плунжерный насос, прием последнего оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающим из верхнего пласта.This goal is achieved by the fact that in downhole equipment for simultaneous and separate oil production from two reservoirs, separated by a packer in the wellbore, whose head is hermetically connected to the suction pipe of the pumping unit, which includes an electric centrifugal pump with an engine and a plunger pump, the latter is equipped with a pipe shank, which through a bypass tube parallel to the electric centrifugal pump and its motor, the suction pipe of the pumping unit, the head and barrel of the packer and hydraulically connected to the lower reservoir, and the electric centrifugal pump is in the fluid stream coming from the upper reservoir.

Под давлением после насосов жидкость смешивается и транспортируется на устье скважины по колонне труб, на которых спущен насосный агрегат в скважину.Under pressure after the pumps, the fluid is mixed and transported to the wellhead through a string of pipes on which the pump unit is lowered into the well.

Возможно исполнение скважинного оборудования, в котором поступившая под давлением электроцентробежного насоса жидкость поступает на устье скважины по колонне труб, на которой спущен насосный агрегат в скважину, а поступающая под давлением жидкость из плунжерного насоса поступает на устье скважины по полым штангам.The execution of downhole equipment is possible, in which the fluid received under pressure from the electric centrifugal pump enters the wellhead through a pipe string, on which the pump unit is lowered into the well, and the fluid supplied under pressure from the plunger pump enters the wellhead through hollow rods.

Предлагаемая полезная модель значительно упрощает конструкцию скважинной компоновки оборудования, т.к. электроцентробежный насос не помещен в кожух. Это позволяет увеличить внутренний диаметр проходящих параллельно ему хвостовика и байпасной линии для транспортировки нефти из нижнего пласта в прием штангового насоса.The proposed utility model greatly simplifies the design of the downhole equipment layout, as The electric centrifugal pump is not placed in the casing. This allows you to increase the inner diameter of the shank and the bypass line running parallel to it for transporting oil from the lower reservoir to the sucker rod pump.

На чертеже (фиг.1) схематично представлена предлагаемая полезная модель скважинного оборудования со смешиванием и подъемом нагнетаемой насосами нефти по колонне труб, на которой спущен насосный агрегат в скважину.In the drawing (Fig. 1), the proposed utility model of the downhole equipment with mixing and lifting the oil pumped by the pumps along the pipe string on which the pump unit is lowered into the well is schematically presented.

Скважинное оборудование состоит из колонны труб 1, на которой в скважину спущен насосный агрегат, включающий электроцентробежный насос 2 с двигателем 3 и плунжерный штанговый насос 4 с трубным хвостовиком 5. Плунжер насоса 4 имеет элемент автосцепа для сочленения его с колонной штанг 6. Нижний 7 и верхний 8 пласты разобщаются пакером 9 с оголовком 10. Оголовок 10 герметично связан с всасывающим трубопроводом 11 насосного агрегата. Прием плунжерного насоса 4 через его трубный хвостовик 5, байпасную трубку 12, хвостовик 11 насосного агрегата, оголовок 10 ствол пакера 9 гидравлически связан с нижним пластом 7. Байпасная трубка 12 располагается в скважине параллельно электроцентробежному насосу 2. Электропитание двигателя 3 насоса 2 ведется с устья скважины по кабелю 13. Для извлечения насосного агрегата из скважины пакер 9 снабжен клапаном-отсекателем 14.Downhole equipment consists of a pipe string 1, on which a pump unit is lowered, including an electric centrifugal pump 2 with an engine 3 and a plunger rod pump 4 with a pipe shank 5. The pump plunger 4 has an automatic coupler element for connecting it to a rod string 6. Lower 7 and the upper 8 layers are disconnected by the packer 9 with the head 10. The head 10 is hermetically connected to the suction pipe 11 of the pump unit. Reception of the plunger pump 4 through its pipe shank 5, bypass tube 12, shank 11 of the pump unit, head 10 of the packer barrel 9 is hydraulically connected to the lower formation 7. The bypass tube 12 is located in the well parallel to the electric centrifugal pump 2. The motor 3 of the pump 2 is powered from the wellhead wells by cable 13. To extract the pump unit from the well, the packer 9 is equipped with a shutoff valve 14.

Монтаж оборудования ведется в следующей последовательности. На монтажных трубах (на рисунке не показаны) спускается в скважину и устанавливается между пластами пакер 9 с оголовком 10. Пакер 9 спрессовывается через монтажную колонну труб. Далее монтажная колонна труб отсоединяется от пакера 9 и извлекается из скважины. На расчетную глубину спускается в скважину насосный агрегат до герметичного сочленения всасывающего трубопровода 11 с оголовком 10 пакера 9.Installation of equipment is carried out in the following sequence. On the mounting pipes (not shown in the figure), the packer 9 with the head 10 is lowered into the well and installed between the layers. The packer 9 is compressed through the pipe mounting string. Next, the assembly pipe string is disconnected from the packer 9 and removed from the well. At the calculated depth, the pumping unit descends into the well to a tight joint of the suction pipe 11 with the head 10 of the packer 9.

Колонна штанг 6 спускается в скважину и автосцепом механически сочленяется с плунжером насоса 4. Насосный агрегат и скважина запускается в эксплуатацию. Включается электроцентробежный насос 2 и выводится верхний пласт 8 на режим.The column of rods 6 is lowered into the well and the coupler is mechanically articulated with the plunger of pump 4. The pump unit and the well are put into operation. The electric centrifugal pump 2 is turned on and the upper layer 8 is brought into operation.

Жидкость из верхнего пласта 8 поступает на прием электропогружного насоса 2, охлаждая его погружной электродвигатель 3. Далее из насоса под давлением жидкость поступает по колонне труб 1 на устье скважины. Пускается в работу штанговый плунжерный насос 4 и выводится пласт 7 на режим. Жидкость под давлением из штангового насоса также поступает в колонну труб 1.The liquid from the upper reservoir 8 is received by the electric submersible pump 2, cooling its submersible motor 3. Then, the liquid enters from the pump under pressure through a pipe string 1 at the wellhead. The sucker-rod plunger pump 4 is put into operation and reservoir 7 is brought into operation. Liquid under pressure from the sucker rod pump also enters the pipe string 1.

Для откачки из нижнего пласта жидкости с высоким объемом свободного газа применяются специальные штанговые насосы или газосепараторы.For pumping liquid with a high volume of free gas from the lower layer, special sucker-rod pumps or gas separators are used.

Дебит жидкости и обводненность скважины определяется наземной замерной установкой. При замере устьевой установкой дебита и обводненности отдельных пластов один из насосов останавливается, например, штанговый плунжерный насос. Определяются замерной установкой дебит и обводненность верхнего пласта 8. Затем включается штанговый насос 4 и отключается электроцентробежный насос 2. Замеряются дебит и обводненность нижнего пласта 7.The flow rate and water cut of the well is determined by a ground-based meter. When measuring the flow rate and water cut of individual layers with a wellhead installation, one of the pumps stops, for example, a rod plunger pump. The flow rate and water cut of the upper layer are determined by the metering unit 8. Then the rod pump 4 is turned on and the electric centrifugal pump 2 is turned off. The flow rate and water cut of the lower layer 7 are measured.

Давление на забое скважины определяется по уровню жидкости в затрубье скважины, динамометрированием или датчиками давления автоматической системы, передающей информацию по силовому или специальному кабелю на пульт управления скважины.The pressure at the bottom of the well is determined by the liquid level in the annulus of the well, by dynamometry or by pressure sensors of an automatic system that transmits information via a power or special cable to the well control panel.

Производительность насосов регулируется числом качаний, длиной хода плунжера штангового насоса и частотным преобразователем электроцентробежного насоса.Pump performance is regulated by the number of swings, the stroke length of the plunger of the rod pump and the frequency converter of the electric centrifugal pump.

Контроль и регулирование разобщенных пластов значительно упрощается, если для плунжерного насоса применяются полые штанги. Тогда замер дебитов и обводненности пластов замеряется постоянно, без остановки насосов. Управление режимом электроцентробежного насоса может быть решено частотным преобразователем или устьевым штуцированием.The control and regulation of separated formations is greatly simplified if hollow rods are used for the plunger pump. Then the measurement of flow rates and water cuts of the reservoirs is measured continuously, without stopping the pumps. The control mode of the electric centrifugal pump can be decided by a frequency converter or wellhead fitting.

Таким образом, обеспечиваются отборы жидкости из низкопродуктивного пласта штанговым насосом, а высокопродуктивного верхнего пласта электроцентробежным насосом. Компоновка не требует размещения электроцентробежного насоса в специальном кожухе, т.к. он охлаждается потоком нефти, поступающем из верхнего пласта в насос. Упрощается монтаж компоновки, т.к. отдельно спускается и устанавливается механический пакер, а затем спускается на заданную глубину насосный агрегат, и, наконец, спускается колонна штанг. Это весьма важно для глубоких (до 3000 м) пластов ЮС. При отказе одного из насосов они извлекаются без пакера. Ревизия ШГН проводится без подъема ЭЦН.Thus, the selection of liquid from a low reservoir by a sucker rod pump and a high productivity upper reservoir by an electric centrifugal pump are provided. The layout does not require placement of an electric centrifugal pump in a special casing, as it is cooled by the flow of oil from the upper reservoir to the pump. Installation layout is simplified, as the mechanical packer is separately lowered and installed, and then the pump unit descends to a predetermined depth, and, finally, the rod string is lowered. This is very important for deep (up to 3000 m) strata of the southwest. If one of the pumps fails, they are removed without a packer. Revision of SHGN is carried out without raising the ESP.

Claims (1)

Скважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы, отличающееся тем, что прием плунжерного штангового насоса оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающем из верхнего пласта.
Figure 00000001
Downhole equipment for simultaneous and separate oil production from two formations, separated by a packer in the wellbore, whose head is hermetically connected to the suction pipe of the pumping unit, including an electric centrifugal and sucker-rod plunger pumps, characterized in that the plunger sucker-rod pump is equipped with a pipe shank, which is bypassed a tube located parallel to the electric centrifugal pump and its engine, a suction pipe of the pumping unit, the head and the trunk of the hydra packer It is influentially connected with the lower layer, and the electric centrifugal pump is in the fluid flow coming from the upper layer.
Figure 00000001
RU2011126721/03U 2011-06-29 2011-06-29 EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS RU109792U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011126721/03U RU109792U1 (en) 2011-06-29 2011-06-29 EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011126721/03U RU109792U1 (en) 2011-06-29 2011-06-29 EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU109792U1 true RU109792U1 (en) 2011-10-27

Family

ID=44998408

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011126721/03U RU109792U1 (en) 2011-06-29 2011-06-29 EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU109792U1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2515630C1 (en) * 2012-10-22 2014-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2552555C1 (en) * 2014-05-13 2015-06-10 Игорь Александрович Малыхин Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2589016C1 (en) * 2015-11-05 2016-07-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump
RU2630835C1 (en) * 2016-08-04 2017-09-13 Карл-Хайнц Моммерт Plant for simultaneous oil production from two formations
RU183576U1 (en) * 2018-07-17 2018-09-26 Общество с ограниченной ответственностью ПКТБ "Техпроект" BYPASS SYSTEM FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2515630C1 (en) * 2012-10-22 2014-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2552555C1 (en) * 2014-05-13 2015-06-10 Игорь Александрович Малыхин Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2589016C1 (en) * 2015-11-05 2016-07-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump
RU2630835C1 (en) * 2016-08-04 2017-09-13 Карл-Хайнц Моммерт Plant for simultaneous oil production from two formations
RU183576U1 (en) * 2018-07-17 2018-09-26 Общество с ограниченной ответственностью ПКТБ "Техпроект" BYPASS SYSTEM FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
CN103998783A (en) Horizontal and vertical well fluid pumping system
US20090145595A1 (en) Gas assisted downhole pump
CN101025080B (en) Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator
US8794305B2 (en) Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well
CN101446281B (en) Drainage device for coal bed gas well electric submersible centrifugal pump
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
US20170016311A1 (en) Downhole gas separator apparatus
RU2010133028A (en) METHOD FOR OIL WELL DEVELOPMENT (OPTIONS) AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS)
US10280728B2 (en) Connector and gas-liquid separator for combined electric submersible pumps and beam lift or progressing cavity pumps
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU137332U1 (en) DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU95741U1 (en) HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS)
RU109209U1 (en) PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL
RU2515630C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2418942C1 (en) Procedure for well development
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU127416U1 (en) DIFFERENTIAL SUBMERSIBLE REMAINED ELECTRIC PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE WATER PUMPING IN SEVERAL PRODUCTIVE LAYERS
RU125621U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL
RU125622U1 (en) INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)
RU144477U1 (en) PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU124744U1 (en) INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20130630