RU124744U1 - INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) - Google Patents

INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) Download PDF

Info

Publication number
RU124744U1
RU124744U1 RU2012124591/28U RU2012124591U RU124744U1 RU 124744 U1 RU124744 U1 RU 124744U1 RU 2012124591/28 U RU2012124591/28 U RU 2012124591/28U RU 2012124591 U RU2012124591 U RU 2012124591U RU 124744 U1 RU124744 U1 RU 124744U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
pipe
piston
cylinder
horizontal
Prior art date
Application number
RU2012124591/28U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Давлетович Валеев
Валерий Анатольевич Костилевский
Петр Викторович Медведев
Рашид Радикович Садрутдинов
Асгар Маратович Валеев
Ринат Раисович Зарипов
Александр Егорович Бортников
Original Assignee
Марат Давлетович Валеев
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 Марат Давлетович Валеев filed Critical Марат Давлетович Валеев
Priority to RU2012124591/28U priority Critical patent/RU124744U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU124744U1 publication Critical patent/RU124744U1/en

Links

Images

Abstract

1. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке, имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.2. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием1. Installation of a borehole pump for simultaneous and separate oil production from two reservoirs, including a double sucker rod pump with different diameters of the plungers, a side suction valve of the upper pump, horizontal and vertical channels of the upper plunger with a discharge valve, a hollow rod connecting the upper and lower plungers, suction and discharge valves of the lower pump, a packer with a lower pipe passing through it, a telescopic connector in the pipe between the pump and the packer, an additional cylinder in the pipe with a piston and a small diameter pipe connecting the over-piston space with the day surface, characterized in that the additional piston cylinder placed concentrically in the lower pipe has lateral channels for the output of liquid from the lower layer to the pump inlet at the bottom, and the lower end of the additional cylinder is blocked by a horizontal bridge with an opening and the height of the side channels above the horizontal jumper does not exceed the height of the piston. 2. Installation of a borehole pump for simultaneous and separate oil production from two layers, including an electric centrifugal pump, a pipe connected to the pump housing and passing through a packer, uncoupling the upper and lower layers, a telescopic connector in the pipe, an additional cylinder in the pipe with a piston and a small diameter pipe, connecting the above-piston space with the day surface, characterized in that the additional cylinder has lateral channels for the exit of fluid from the lower layer to the wellbore in the lower part, and the lower torus C additional cylinder blocked by a horizontal jumper with a hole

Description

Предлагаемая полезная модель относится к нефтяной отрасли и может быть использована для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных установкой скважинного штангового насоса (УСШН) или установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН).The proposed utility model relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate operation (WEM) of wells equipped with a well sucker rod pump (USHN) or an electric centrifugal pump (ESP).

Известно, что для одновременно-раздельной. добычи нефти из пластов применяют установки скважинных насосов, позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между которыми устанавливается пакер [1, 2].It is known that for simultaneous-separate. Oil production from reservoirs involves the installation of borehole pumps, which allows for the selection of fluids from productive horizons, between which a packer is installed [1, 2].

Для скважин, оборудованных УСШН (первый вариант), известны установки, включающие два сочлененных штанговых насоса разного диаметра, нижний из которых откачивает продукцию нижнего пласта, а верхний - верхнего пласта с помощью бокового клапана [1]. Установки имеют сложные конструкции насосов и низкую надежность, а также не позволяют производить измерения дебитов, обводненности и забойного давления нижнего пласта.For wells equipped with USHN (the first option), there are known installations that include two articulated sucker rod pumps of different diameters, the lower of which pumps out the products of the lower formation, and the upper one - of the upper formation using a side valve [1]. The units have complex pump designs and low reliability, and also do not allow measurements of flow rates, water cut and bottomhole pressure of the lower reservoir.

Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели по первому варианту является штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов [3], позволяющая производить замеры дебита и обводненности каждого пласта благодаря использованию колонны полых штанг. Раздельный подъем жидкостей к устью скважины позволяет на поверхности замерять дебиты каждого пласта и обводненности нефти. Конструкция верхнего насоса включает два горизонтальных канала в плунжере, соединенных вертикальным каналом, в котором расположен нагнетательный клапан. Жидкость верхнего пласта через боковой клапан поступает в нижний горизонтальный канал и пройдя через вертикальный канал с нагнетательным клапаном, поступает в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) через верхний горизонтальный канал. Жидкость нижнего пласта откачивается нижним насосом, и попадая в пространство между наружной поверхностью верхнего плунжера и его вертикальным каналом, поступает в колонну полых штанг.The closest to the proposed utility model in the first embodiment is a sucker rod pump unit for simultaneous and separate oil production from two reservoirs [3], which allows to measure the flow rate and water cut of each reservoir through the use of a hollow rod string. Separate rise of fluids to the wellhead allows the surface to measure the flow rates of each formation and the water cut of the oil. The design of the upper pump includes two horizontal channels in the plunger, connected by a vertical channel in which the discharge valve is located. The liquid of the upper layer through the side valve enters the lower horizontal channel and passing through the vertical channel with the discharge valve, enters the string of tubing through the upper horizontal channel. The liquid of the lower layer is pumped out by the lower pump, and falling into the space between the outer surface of the upper plunger and its vertical channel, enters the column of hollow rods.

Недостатком этого устройства является невозможность измерения забойного давления нижнего пласта.The disadvantage of this device is the inability to measure bottomhole pressure of the lower reservoir.

Для скважин, оборудованных УЭЦН (второй вариант) известна установка с дополнительной секцией рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД) [2].For wells equipped with an ESP (second option), a unit with an additional section of impellers located under a submersible electric motor (SEM) is known [2].

Дополнительная секция откачивает нефть нижнего пласта и направляет в надпакерное пространство, откуда в смеси с продукцией верхнего пласта поступает в приемный модуль насоса.An additional section pumps out oil from the lower layer and sends it to the over-packer space, from where it enters the pump receiving module mixed with the products of the upper layer.

Недостатком устройства является низкая надежность, не исключающая возможный срыв работы дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме.The disadvantage of this device is its low reliability, which does not exclude the possible failure of the additional section of the pump due to the complete absence of gas separation at its intake.

Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов [4].Closest to the proposed utility model is the installation for periodic separate oil production from two layers [4].

В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающим поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню.Two packers are installed in the well, cutting off the upper reservoir. Fluids of the lower and upper layers enter the reservoir switch, which connects the layers in turn to the pump inlet. Switching is performed using compressed gas entering a small diameter pipe from the wellhead to a spring-loaded piston.

Установка имеет сложную конструкцию подземного оборудования и может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта -верхнего или нижнего.The installation has a complex design of underground equipment and can pump out fluid of only one layer, upper or lower, in each period.

Известен также телескопический разъем (герметичная пара трения), устанавливаемый между пакером и насосом на патрубке, который позволяет снижать нагрузки на корпус насоса при посадке пакера и в рабочем состоянии [5].Also known is a telescopic connector (sealed friction pair) installed between the packer and the pump on the nozzle, which allows you to reduce the load on the pump housing when the packer is in working condition [5].

Целью полезной модели является упрощение конструкции установки и обеспечение возможности замера параметров работы нижнего пласта.The purpose of the utility model is to simplify the design of the installation and provide the ability to measure the parameters of the lower reservoir.

Согласно первому варианту, поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющий надпоршневое пространство с дневной поверхностью, дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.According to the first embodiment, the goal is achieved by the fact that in the known device, including a double rod pump with different diameters of the plungers, a side suction valve of the upper pump, horizontal and vertical channels with a discharge valve of the upper plunger, a hollow rod connecting the upper and lower plungers, suction and discharge valves of the lower pump, packer with the lower pipe passing through it, telescopic connector in the pipe between the pump and the packer, an additional cylinder in the pipe with the piston and a small diameter pipe connecting the nadporshnevaya space with the day surface, the additional piston cylinder placed concentrically in the lower nozzle has in the lower part the lateral channels of the liquid outlet of the lower layer to the pump intake, and the lower end of the additional cylinder is blocked by a horizontal bridge with an opening, and the height of the lateral ones channels above the horizontal jumper does not exceed the height of the piston.

Согласно второму варианту, поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем электроцентробежный насос, нижний патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, цилиндр с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющий поршневое пространство с дневной поверхностью, цилиндр поршня имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов от горизонтальной перемычки не превышает высоту поршня.According to the second embodiment, the goal is achieved by the fact that in the known device, including an electric centrifugal pump, a lower pipe connected to the pump housing and passing through the packer, a cylinder with a piston and a small diameter pipe connecting the piston space to the day surface, the piston cylinder has parts of the side channels of the outlet fluid of the lower layer into the wellbore, and the lower end of the cylinder is blocked by a horizontal bridge with an opening, and the height of the side channels from the horizontal jumpers do not exceed the height of the piston.

На фиг.1, 2, 3, 4 представлена схема установки.Figure 1, 2, 3, 4 presents the installation diagram.

На фиг.1 и 3 представлена схема УСШН. В скважину 1 на колонне НКТ 2 спущен глубинный штанговый насос 3. Ниже насоса расположен приемный патрубок 4, проходящий через пакер 5, разобщающий пласты 6 и 7. В патрубке 4 размещен телескопический скользящий разъем 8. Под насосом в патрубке размещен дополнительный цилиндр 9 с поршнем 10, внутри которого выполнено проходное отверстие 11, перекрываемое снизу клапаном 12, поджимаемым пружиной 13. Нижний торец цилиндра 9 перекрыт горизонтальной перемычкой 14 с центральным отверстием. Цилиндр 9 выше перемычки 14 имеет боковые каналы 15. Верхняя часть цилиндра 9 соединена с трубкой 16 малого диаметра, выведенной на поверхность. На устье скважины эта трубка с помощью кранов 17, 18 и 19 соединена с емкостью 20 источника газа высокого давления. Между емкостью 20 и краном 17 установлены регулятор расхода газа 21 и записывающий манометр 22.Figure 1 and 3 presents a diagram of USHN. A deep-well sucker-rod pump 3 is lowered into the well 1 on the tubing string 2. A suction nozzle 4 is located below the pump, passing through the packer 5, separating the layers 6 and 7. A telescopic sliding connector 8 is located in the nozzle 4. An additional cylinder 9 with a piston is located in the nozzle 4 10, inside which a passage hole 11 is made, which is blocked from below by a valve 12 pressed by a spring 13. The lower end of the cylinder 9 is blocked by a horizontal bridge 14 with a central hole. The cylinder 9 above the jumper 14 has side channels 15. The upper part of the cylinder 9 is connected to a tube 16 of small diameter brought to the surface. At the wellhead, this tube is connected to the reservoir 20 by a high-pressure gas source using taps 17, 18 and 19. Between the tank 20 and the valve 17, a gas flow regulator 21 and a recording pressure gauge 22 are installed.

Глубинный штанговый насос 3, спущенный на обычных штангах 23, содержит плунжер 24, всасывающий 25 и нагнетательный 26 клапаны, горизонтальные каналы 27 и 28, соединенные вертикальным каналом 29, в котором размещен нагнетательный клапан 26. - Плунжер 24 соединен с плунжером 30 меньшего диаметра насоса со всасывающим 31 и нагнетательным 32 клапанами. Плунжеры 24 и 30 соединены патрубком 33.The deep sucker rod pump 3, launched on conventional rods 23, contains a plunger 24, a suction 25 and a discharge 26 valves, horizontal channels 27 and 28 connected by a vertical channel 29, in which the discharge valve 26 is placed. - The plunger 24 is connected to the plunger 30 of a smaller diameter pump with suction 31 and discharge 32 valves. The plungers 24 and 30 are connected by a pipe 33.

Работа установки по первому варианту состоит в следующем.The operation of the installation according to the first embodiment is as follows.

Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 5 с наружной трубой телескопического разъема 8. Далее в скважину спускают УСШН с патрубком 4 и внутренней трубой телескопического разъема 8 на конце. В качестве телескопического разъема используют цилиндр и плунжер обычного штангового насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи НКТ и насоса спускают трубку малого диаметра 16. При работе УСШН жидкость нижнего пласта 7 через патрубок 4, отверстие в перемычке 14, каналы 15 поступает на прием нижнего насоса и через полый шток 33 поступает в пространство между стенкой плунжера 24 и вертикальным каналом 29, откуда откачивается в полость НКТ. Жидкость верхнего пласта 6 откачивается в НКТ через приемный клапан 25, горизонтальный канал 27, клапан 26, каналы 29 и 28. Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются в НКТ и откачиваются на поверхность.First, in the well 1, a packer 5 is installed with the outer pipe of the telescopic connector 8. Next, the USHN is lowered into the well with a pipe 4 and an inner pipe of the telescopic connector 8 at the end. As a telescopic connector, use the cylinder and plunger of a conventional sucker rod pump without both valves. Together with the installation of a tubing and a pump outside the tubing outside the tubing and pump, a small diameter pipe 16 is lowered. During the USH operation, the liquid of the lower layer 7 through the pipe 4, the hole in the jumper 14, channels 15 enters the intake of the lower pump and through the hollow rod 33 enters the space between the wall of the plunger 24 and a vertical channel 29, from where it is pumped into the tubing cavity. The liquid of the upper layer 6 is pumped into the tubing through the inlet valve 25, horizontal channel 27, valve 26, channels 29 and 28. Thus, the fluids of both layers are mixed in the tubing and pumped to the surface.

В работающей скважине давление газа (к примеру, азота) в трубке 16 поддерживается равным атмосферному. Ввиду присутствия давления с нижней стороны поршня 10, последний остается прижатым к верхнему торцу цилиндра 9. В этот период на дневной поверхности с помощью обычных автоматизированных групповых установок производят измерения суммарного дебита обоих пластов 6 и 7 и общей обводненности.In a working well, the gas pressure (for example, nitrogen) in the tube 16 is maintained at atmospheric pressure. Due to the presence of pressure from the lower side of the piston 10, the latter remains pressed against the upper end of the cylinder 9. During this period, the total flow rate of both layers 6 and 7 and the total water cut are measured using conventional automated group installations.

Для определения параметров работы нижнего пласта производят подачу сжатого газа с постоянным расходом в трубку малого диаметра 16 на дневной поверхности. При подаче газа давление после регулятора 21 будет постоянно возрастать из-за сжатия газа в трубке 16. На фиг.5 прямая 1 показывает скорость роста давления в системе. Достигнув определенной величины давление стабилизируется (прямая 2). Это будет свидетельствовать о достижении равенства давлений на обе стороны поршня 10. Дальнейшее нагнетание газа будет происходить при практически неизмененном давлении Рпр ввиду того, что поршень 10 начал перемещаться в цилиндре 9. При достаточно малом трении поршня 10 в цилиндре давление газа на устье будет соответствовать давлению в точке установки цилиндра 9 в патрубке 4. После достижения поршнем 10 крайнего нижнего положения боковые каналы 15 полностью перекроются и давление закачки газа начнет возрастать (линия 3 на фиг.5). Фиксация роста будет свидетельствовать о прекращении поступления жидкости пласта 7 в скважину. Поддержание давления закачки газа выше Рпр определенное время позволяет за этот период (при работающей УСШН) измерить дебит скважины и обводненность, которые будут соответствовать дебиту и обводненности пласта 6. Забойное давление пласта 6 определяют по динамическому уровню жидкости в скважине до подачи газа в трубку 16. Забойное давление пласта 7 расчитывается по давлению Рпр, плотности жидкости и глубине расположения кровли пласта 7 под поршнем 10. Дебит и обводненность нижнего пласта 7 определяют как разность предыдущих суммарных показателей измерения и показателей пласта 6 при перекрытии боковых каналов 15.To determine the operating parameters of the lower layer, compressed gas is supplied at a constant flow rate into a small diameter pipe 16 on the day surface. When gas is supplied, the pressure after the regulator 21 will constantly increase due to the compression of the gas in the tube 16. In Fig. 5, line 1 shows the rate of increase in pressure in the system. Having reached a certain value, the pressure stabilizes (line 2). This will indicate the achievement of equal pressures on both sides of the piston 10. Further gas injection will occur at a practically unchanged pressure P ol due to the fact that the piston 10 began to move in the cylinder 9. With a sufficiently small friction of the piston 10 in the cylinder, the gas pressure at the mouth will correspond the pressure at the installation point of the cylinder 9 in the nozzle 4. After the piston 10 reaches its lowest position, the side channels 15 will completely overlap and the gas injection pressure will begin to increase (line 3 in FIG. 5). Fixation of growth will indicate the cessation of the flow of formation fluid 7 into the well. Maintaining the gas injection pressure above P ave allows certain time of the period (when operating sucker rod pumps) to measure the flow rate and water cut wells that will correspond to flow rates and watercut reservoir 6. The reservoir 6 bottomhole pressure is determined by the dynamic fluid level in the well to a gas supply pipe 16 . bottomhole pressure reservoir 7 is calculated by the pressure P, etc., the fluid density and the depth of the reservoir roof 7 under the piston arrangement 10. The flow rate and water cut lower reservoir 7 is determined as the difference between the previous display of the total ateel measurements and indicators of the formation 6 with the overlapping side channels 15.

В тех случаях, когда имеют место утечки жидкости между поршнем 10 и цилиндром 9 при работе установки, перед началом всех работ производят вытеснение попавшей в трубку 16 жидкости давлением газа сверху. Для этого усилие сжатия пружины подбирается с таким расчетом, чтобы давление выдавливания было существенно выше давления на приеме насоса Рпр. Далее давление снижается до атмосферного и начинается подача газа в трубку 16 с целью построения графика, приведенного на фиг.5. После проведения необходимых замеров давление в трубке 16 на устье скважины вновь снижают до атмосферного значения, при котором поршень 10 займет крайнее верхнее положение. После этого установка вернется в прежний режим работы.In cases where there are fluid leaks between the piston 10 and the cylinder 9 during operation of the installation, before starting all work, the liquid that has got into the tube 16 is displaced by gas pressure from above. To do this, the compression force of the spring is selected so that the extrusion pressure is significantly higher than the pressure at the pump inlet P pr Next, the pressure decreases to atmospheric and the gas supply to the tube 16 begins in order to build the graph shown in Fig.5. After carrying out the necessary measurements, the pressure in the tube 16 at the wellhead is again reduced to atmospheric value, at which the piston 10 will occupy its highest position. After that, the installation will return to its previous mode of operation.

Согласно второму варианту поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.According to the second embodiment, the goal is achieved by the fact that in the known device, including an electric centrifugal pump, a pipe connected to the pump housing and passing through a packer separating the upper and lower layers, a telescopic connector in the pipe, an additional cylinder in the pipe with a piston and a small diameter pipe, connecting the above-piston space with the day surface, the additional cylinder has lateral channels for the exit of fluid from the lower layer to the wellbore in the lower part, and the lower end of the additional c Lindgren overlapped horizontal crosspiece with an opening, wherein the side channel array height above the horizontal crosspiece does not exceed the height of the piston.

На фиг.2 и 4 представлена схема установки. В скважину 1 на колонне НКТ 2 спущен электроцентробежный насос 3. Ниже насоса расположен приемный патрубок 4, проходящий через пакер 5, разобщающий пласты 6 и 7. В патрубке 4 размещен телескопический скользящий разъем 8. Под насосом в патрубке размещен дополнительный цилиндр 9 с поршнем 10, внутри которого выполнено проходное отверстие 11, перекрываемое снизу клапаном 12, поджимаемым пружиной 13. Нижний торец цилиндра 9 перекрыт горизонтальной перемычкой 14 с центральным отверстием. Цилиндр 9 выше перемычки 14 имеет боковые каналы 15. Верхняя часть цилиндра 9 соединена с трубкой 16 малого диаметра, выведенной на поверхность. На устье скважины эта трубка с помощью кранов 17, 18 и 19 соединена с емкостью 20 источника газа высокого давления. Между емкостью 20 и краном 17 установлены регулятор расхода газа 21 и записывающий манометр 22.Питание погружного электродвигателя 23 осуществляется через кабель 24 от станции управления 25.Figure 2 and 4 presents the installation diagram. An electric centrifugal pump 3 was lowered into the well 1 on the tubing string 2. A suction pipe 4 is located below the pump, passing through the packer 5, separating the layers 6 and 7. A telescopic sliding connector 8 is located in the pipe 4. An additional cylinder 9 with a piston 10 is located in the pipe 4 , inside of which a passage hole 11 is made, blocked from below by a valve 12 pressed by a spring 13. The lower end of the cylinder 9 is closed by a horizontal jumper 14 with a central hole. The cylinder 9 above the jumper 14 has side channels 15. The upper part of the cylinder 9 is connected to a tube 16 of small diameter brought to the surface. At the wellhead, this tube is connected to the reservoir 20 by a high-pressure gas source using taps 17, 18 and 19. Between the tank 20 and the valve 17, a gas flow regulator 21 and a recording pressure gauge 22 are installed. The submersible motor 23 is powered via a cable 24 from the control station 25.

Работа второго варианта установки состоит в следующем.The work of the second installation option is as follows.

Вначале в скважине устанавливаются пакер 5 с наружной трубой телескопического разъема 8. Далее в скважину спускают насос 3 с патрубком 4 и внутренней трубой телескопического разъема 8 на конце. Вместе с насосом с наружной его стороны и НКТ спускается трубка 16. После того как внутренняя труба войдет во внешнюю трубу разъема 8, установка запускается в работу. При этом на установившемся режиме замеряются динамический уровень жидкости в скважине, суммарные дебит и обводненность продукции.First, a packer 5 with an outer pipe of the telescopic connector 8 is installed in the well. Next, a pump 3 with a pipe 4 and an inner pipe of the telescopic connector 8 at the end is lowered into the well. Together with the pump, the tube 16 descends from its outer side and the tubing. After the inner pipe enters the outer pipe of connector 8, the installation starts up. At the same time, at the steady state, the dynamic fluid level in the well, the total flow rate and water cut of the product are measured.

Для измерения параметров нижнего пласта производят закачку газа в надпоршневое пространство и производят операции, аналогичные первому варианту. Разница состоит лишь в том, что замеры дебита и обводненности нефти верхнего пласта 6 при перекрытии канала 15 поршнем 10 производят после стабилизации работы УСШН на новом режиме.To measure the parameters of the lower reservoir, gas is injected into the over-piston space and operations similar to the first embodiment are performed. The only difference is that the flow rate and water cut of the oil in the upper layer 6 are measured when the channel 15 is blocked by the piston 10 after stabilization of the USHN operation in the new mode.

Технико-экономические преимущества установки скважинного насоса для ОРЭ состоят в простоте и надежности подземного оборудования, а также возможности получения полной информации о параметрах работы нижнего пласта.Technical appraisal and economic advantages of installing a well pump for an open-hole pump are in the simplicity and reliability of underground equipment, as well as the possibility of obtaining complete information about the parameters of the lower reservoir.

Claims (2)

1. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая сдвоенный штанговый насос с разными диаметрами плунжеров, боковой всасывающий клапан верхнего насоса, горизонтальные и вертикальный с нагнетательным клапаном каналы верхнего плунжера, полый шток, соединяющий верхний и нижний плунжеры, всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, пакер с проходящим через него нижним патрубком, телескопический разъем в патрубке между насосом и пакером, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр поршня, размещенный концентрично в нижнем патрубке, имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта к приему насоса, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.1. Installation of a borehole pump for simultaneous and separate oil production from two reservoirs, including a double sucker rod pump with different diameters of the plungers, a side suction valve of the upper pump, horizontal and vertical channels of the upper plunger with a discharge valve, a hollow rod connecting the upper and lower plungers, suction and discharge valves of the lower pump, a packer with a lower pipe passing through it, a telescopic connector in the pipe between the pump and the packer, an additional cylinder in the pipe with a piston and a small-diameter tube connecting the over-piston space with the day surface, characterized in that the additional piston cylinder placed concentrically in the lower nozzle has lateral channels for lower fluid outlet to the pump intake in the lower part, and the lower end of the additional cylinder is blocked by a horizontal jumper with an opening and the height of the side channels above the horizontal jumper does not exceed the height of the piston. 2. Установка скважинного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, включающая электроцентробежный насос, патрубок, соединенный с корпусом насоса и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний пласты, телескопический разъем в патрубке, дополнительный цилиндр в патрубке с поршнем и трубкой малого диаметра, соединяющей надпоршневое пространство с дневной поверхностью, отличающаяся тем, что дополнительный цилиндр имеет в нижней части боковые каналы выхода жидкости нижнего пласта в ствол скважины, а нижний торец дополнительного цилиндра перекрыт горизонтальной перемычкой с отверстием, причем высота расположения боковых каналов над горизонтальной перемычкой не превышает высоты поршня.
Figure 00000001
2. Installation of a borehole pump for simultaneous and separate oil production from two layers, including an electric centrifugal pump, a pipe connected to the pump housing and passing through a packer, uncoupling the upper and lower layers, a telescopic connector in the pipe, an additional cylinder in the pipe with a piston and a small pipe the diameter connecting the above-piston space with the day surface, characterized in that the additional cylinder has lateral channels for the exit of fluid from the lower layer to the wellbore in the lower part, and the lower one ec auxiliary cylinder overlapped horizontal crosspiece with an opening, wherein the side channel array height above the horizontal crosspiece does not exceed the height of the piston.
Figure 00000001
RU2012124591/28U 2012-06-14 2012-06-14 INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) RU124744U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012124591/28U RU124744U1 (en) 2012-06-14 2012-06-14 INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012124591/28U RU124744U1 (en) 2012-06-14 2012-06-14 INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU124744U1 true RU124744U1 (en) 2013-02-10

Family

ID=49121898

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012124591/28U RU124744U1 (en) 2012-06-14 2012-06-14 INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU124744U1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2567249C1 (en) * 2014-05-30 2015-11-10 Асгар Маратович Валеев Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2567249C1 (en) * 2014-05-30 2015-11-10 Асгар Маратович Валеев Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8657014B2 (en) Artificial lift system and method for well
US9435163B2 (en) Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2370641C1 (en) Installation for simultaneous-separate operation of two beds
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2485292C2 (en) Device for simultaneous and separate operation of well with two formations
RU2386018C1 (en) Rod pumping installation for extraction of oil at simultaneous separate operation by one well of two stratums
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
RU124744U1 (en) INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)
CN103061724A (en) Layered pressure control combined drainage-production device for double coal-beds prone to dust and sand spraying
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU141988U1 (en) BAR PUMP UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2513896C1 (en) Method of dual operation of two strata with one well
CN104929595A (en) Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof
RU125621U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL
RU2430270C2 (en) Sucker-rod pump unit for simultaneous-separate extraction of oil from two reservoirs
RU2620824C1 (en) Device for sequential oil and water sampling from well
RU2658085C1 (en) Installation for dual oil well operation and method of measuring formation production
RU144477U1 (en) PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU33180U1 (en) Submersible pumping unit for operation of producing wells
RU131097U1 (en) BAR PUMP UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2739805C1 (en) Gas lift unit

Legal Events

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

Effective date: 20130211