RU2291953C1 - Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well - Google Patents
Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291953C1 RU2291953C1 RU2005114603/03A RU2005114603A RU2291953C1 RU 2291953 C1 RU2291953 C1 RU 2291953C1 RU 2005114603/03 A RU2005114603/03 A RU 2005114603/03A RU 2005114603 A RU2005114603 A RU 2005114603A RU 2291953 C1 RU2291953 C1 RU 2291953C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- packer
- well
- column
- electric submersible
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units.
Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - С.89, рис.54). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего - по колонне лифтовых труб, верхнего - по эксплуатационной колонне скважины.A well-known sucker rod pumping unit for the simultaneous operation of two layers in a well containing a column of elevator pipes, a column of rods, a packer, a liner and a differential pump. Moreover, the suction and discharge valves of the upper section of the pump are installed on the side of the cylinder, and a self-sealing packer is placed between them (Simultaneous separate operation of multilayer oil fields / R.A. Maksutov, B.E.Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M .: Nedra , 1974.- P.89, Fig. 54). This installation produces a separate rise in the production of formations: the bottom - along the string of elevator pipes, the top - along the production string of the well.
Недостатками установки являются: сложная конструкция, невозможность исследования пластов в процессе эксплуатации (определение забойных и пластовых давлений), при необходимости извлечения насоса он поднимается вместе с верхним пакером, что способствует его износу и снижению надежности работы установки, кроме того, в результате «поршневого» эффекта, создаваемого пакером при подъеме, происходит излив продукции из эксплуатационной колонны скважины. Расположение всасывающего клапана верхней секции насоса под пакером, а нагнетательного клапана - над пакером увеличивает вредное пространство насоса, что снижает его производительность. Кроме того, установка имеет малую производительность откачки продукции нижнего пласта из-за ограничений в диаметре плунжера нижней секции, который исходя из принципа работы дифференциального насоса должен иметь диаметр меньше, чем диаметр плунжера верхней секции. Следующим недостатком установки является то, что дифференциальный насос приводится в действие одной колонной штанг и отсутствует возможность раздельного регулирования производительности нижней и верхней секций насоса.The disadvantages of the installation are: complex design, the inability to study the reservoirs during operation (determination of bottomhole and reservoir pressures), if it is necessary to remove the pump, it rises with the upper packer, which contributes to its wear and decrease the reliability of the installation, in addition, as a result of the “piston” the effect created by the packer during the rise, the product is spilled from the production casing of the well. The location of the suction valve of the upper section of the pump under the packer, and the discharge valve above the packer increases the harmful space of the pump, which reduces its performance. In addition, the installation has low productivity for pumping out the products of the lower layer due to limitations in the diameter of the plunger of the lower section, which, based on the principle of the differential pump, must have a diameter smaller than the diameter of the plunger of the upper section. Another disadvantage of the installation is that the differential pump is driven by a single column of rods and there is no possibility of separate regulation of the performance of the lower and upper sections of the pump.
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб по обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - С.106-107, рис.63а).The closest in technical essence to the proposed installation is a downhole pumping unit for simultaneous operation of two layers in a well, containing a column of elevator pipes, a packer, a liner and two separate electric centrifugal pumps with separate cables supplying the products of the upper and lower layers to one column of elevator pipes, which it is fed to the surface, and the products of the lower layer are fed by the lower pump into the column of elevator pipes through a bypass casing, in which a channel for communication with MA of the upper pump with over-packer space of the well (Simultaneous separate exploitation of multilayer oil fields / R.A. Maksutov, B.E. Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M .: Nedra, 1974. - P.106-107, Fig. 63a).
Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов. Другими недостатками установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей, кроме того, в связи с наличием двух кабелей повышается вероятность нарушения изоляции и выхода установки из строя, не решены вопросы исследования разобщенных пластов.The disadvantage of the installation is that it does not allow a separate rise and measurement of the production rate of each of the layers. Other disadvantages of the installation are: the complexity of installation at the well, the bulkiness of the equipment (the total length of the installation can reach 30-35 m), the difficulty of lowering two cables simultaneously into the well, in addition, due to the presence of two cables, the probability of insulation failure and failure of the installation increases , not resolved issues of the study of disparate formations.
Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов, упростить конструкцию, повысить надежность работы установки, а также обеспечить возможность исследования разобщенных пластов.The technical task of the invention is to provide a separate rise and metering the flow rate of the products of each of the layers, simplify the design, increase the reliability of the installation, and also provide the opportunity to study separated layers.
Техническая задача решается насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным.The technical problem is solved by a pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in a well containing a lift pipe string, a cable, a packer, a liner and two separate pumps for pumping formation products, which are enclosed in upper and lower casings, and the pump for pumping out the lower formation is electrically submersible .
Новым является то, что нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, при этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.New is that the lower casing of the electric submersible pump is equipped with a cable sealing unit and is communicated from below with the under-packer space through the liner, which is equipped with a bypass device above the packer, which is able to provide hydraulic connection between the over-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the overpressure response pressure is reached in the well devices, and the output of the electric submersible pump is in communication with the upper casing, which is connected to the column of elevator pipes and bzhen side channel, the upper sucker rod pump is configured, a column rods made hollow and which is sealingly connected with plunger sucker rod pump, the intake of the pump through a side channel in communication with the space nadpakernym.
Новым является так же то, что колонна штанг выполнена из непрерывной трубы.Also new is the fact that the rod string is made of a continuous pipe.
Новым является так же то, что под электропогружным насосом установлен датчик давления с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.New is also the fact that under the electric submersible pump there is a pressure sensor with the ability to transmit information through the cable of the electric submersible pump.
На чертеже представлена принципиальная схема скважинной насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине.The drawing shows a schematic diagram of a downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in the well.
Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб 1, кабель 2, пакер 3, хвостовик 4 и два отдельных насоса 5 и 6 для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний 7 и нижний 8 кожухи. Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта 9 выполнен электропогружным. Нижний кожух 8 электропогружного насоса 6 снабжен узлом герметизации 10 кабеля 2 и сообщен снизу с подпакерным пространством 11 через хвостовик 4, который выше пакера 3 оснащен перепускным устройством 12, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. Выход электропогружного насоса 6 сообщен с верхним кожухом 7, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 13. Верхний насос 5 выполнен штанговым, колонна штанг 14 которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером 15 штангового насоса 5, причем прием штангового насоса 5 сообщен с надпакерным пространством 16 и верхним пластом 17 посредством бокового канала 13. Колонна штанг 14 может быть выполнена из непрерывной трубы. Под электропогружным насосом 6 может устанавливаться датчик давления 18 с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 6.A pump installation for simultaneous separate operation of two layers in a well, comprising a column of elevator pipes 1, cable 2, packer 3, liner 4 and two separate pumps 5 and 6 for pumping out production of layers, which are enclosed in upper 7 and lower 8 casings. The pump 6 for pumping the products of the lower reservoir 9 is made electric submersible. The lower casing 8 of the electric submersible pump 6 is equipped with a sealing unit 10 of the cable 2 and is communicated from below with the under-packer space 11 through the liner 4, which is equipped with a bypass device 12 above the packer 3, which is able to provide hydraulic connection between the above-packer space of the well and its under-pack space through the liner when it reaches the well operating pressure of the bypass device. The output of the electric submersible pump 6 is in communication with the upper casing 7, which is connected from above to the column of elevator pipes 1 and is provided with a side channel 13. The upper pump 5 is rod-shaped, the column of rods 14 is hollow and hermetically connected to the plunger 15 of the rod pump 5, and the rod pump is received 5 communicates with the over-packer space 16 and the upper formation 17 by means of a side channel 13. The column of rods 14 may be made of a continuous pipe. Under the electric submersible pump 6, a pressure sensor 18 can be installed with the possibility of transmitting information via cable 2 of the electric submersible pump 6.
Насосная установка работает следующим образом. В скважине 19 между вскрытыми продуктивными верхним 17 и нижним 9 пластами устанавливают пакер 3 с каналом для хвостовика 4. Насосную установку в сборе спускают в скважину 19 без плунжера 15 на колонне лифтовых труб 1 до герметичного входа хвостовика 4 в канал пакера 3. Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну полых штанг 14 с плунжером 15 до его входа в цилиндр штангового насоса 5. Колонну полых штанг 14 приводят в возвратно-поступательное движение наземным приводом (не показан), а нижний насос 6 приводят в действие подачей электроэнергии по кабелю 2. Продукция нижнего пласта 9, проходя из подпакерного пространства 11 через хвостовик 4, нижний кожух 8 посредством нижнего насоса 6 и далее через верхний кожух 7 и лифтовые трубы 1, поднимается на устье (на чертеже не показано) скважины 19. Продукция верхнего пласта 17, проходя из надпакерного пространства 16 через боковой канал 13 посредством плунжера 15 верхнего штангового насоса 5 через колонну штанг 14, также поднимается на устье скважины 19. При этом продукция верхнего 17 и нижнего 9 пластов не перемешиваются, что позволяет проводить их раздельные исследования. Использование колонны штанг 14, выполненных из непрерывной трубы, позволяет сократить время на установку плунжера 15 в верхний штанговый насос 5 и снизить сопротивление потоку жидкости как внутри колонны штанг 14, так и снаружи - в лифтовых трубах 1.The pump installation operates as follows. In the well 19, between the opened productive upper 17 and lower 9 layers, a packer 3 with a channel for the liner 4 is installed. The pump assembly is lowered into the well 19 without plunger 15 on the column of elevator pipes 1 until the liner 4 is sealed in into the channel of the packer 3. Then, into the column lift pipes lower the column of hollow rods 14 with a plunger 15 until it enters the cylinder of the rod pump 5. The column of hollow rods 14 is driven into reciprocating motion by a ground drive (not shown), and the lower pump 6 is driven by electric power supply through the cable Liu 2. Products of the lower layer 9, passing from the sub-packer space 11 through the liner 4, the lower casing 8 by means of the lower pump 6 and then through the upper casing 7 and the lift pipes 1, rises at the mouth (not shown) of the well 19. Products of the upper layer 17, passing from the overpacker space 16 through the side channel 13 by means of a plunger 15 of the upper rod pump 5 through the rod string 14, also rises to the wellhead 19. Moreover, the products of the upper 17 and lower 9 layers are not mixed, which allows them to be carried out separately failed research. The use of a column of rods 14 made of a continuous pipe can reduce the time for installing the plunger 15 in the upper rod pump 5 and reduce the resistance to fluid flow both inside the column of rods 14 and outside in the lift pipes 1.
Для проведения исследований пластов 17 и 9 установку временно останавливают. По сигналам датчика давления 18 следят за изменением забойного давления в подпакерном пространстве 11 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 9. Одновременно обычным образом может быть снята кривая восстановления уровня (КВУ) в надпакерном (межтрубном) пространстве 16 скважины 19, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 17.To conduct studies of formations 17 and 9, the installation is temporarily stopped. The signals of the pressure sensor 18 monitor the change in bottomhole pressure in the under-packer space 11 and build a pressure recovery curve (HPC). By processing the HPC, the parameters of the lower layer 9 are determined. At the same time, the level recovery curve (HLC) in the over-packer (annular) space 16 of the well 19 can be taken in the usual way, by processing of which the parameters of the upper layer 17 are determined.
Глушение верхнего пласта 17, при необходимости, осуществляют обычным образом обратной промывкой (закачивая жидкость глушения в эксплуатационную колонну, при этом скважинная жидкость по боковому каналу 13 через клапаны верхнего штангового насоса 5 попадает в колонну полых штанг 14 и по ним поднимается на поверхность скважины 19). Для глушения нижнего пласта 9 жидкость глушения нагнетается в надпакерное (межтрубное) пространство 16 скважины 19. При достижении величины давления, на которое настроено перепускное устройство 12, оно срабатывает и открывается, обеспечивая гидравлическую связь надпакерного пространства 16 через хвостовик 4 с подпакерным пространством 11 скважины 19.Muffling of the upper formation 17, if necessary, is carried out in the usual way by backwashing (pumping the killing fluid into the production string, while the borehole fluid through the side channel 13 through the valves of the upper sucker rod pump 5 enters the string of hollow rods 14 and rises to the surface of the borehole 19) . To suppress the lower reservoir 9, the kill fluid is pumped into the over-packer (annular) space 16 of the well 19. Upon reaching the pressure to which the bypass device 12 is configured, it activates and opens, providing hydraulic connection of the over-packer space 16 through the liner 4 with the under-pack chamber 11 of the well 19 .
Таким образом, предлагаемая установка имеет более простую конструкцию и более высокую надежность, так как в ней отсутствует необходимость во втором кабеле, установка обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов в скважине с возможностью раздельного регулирования производительности каждого насоса, раздельным подъемом продукции нижнего пласта - по полым штангам, верхнего - по лифтовым трубам. При этом обеспечивается возможность раздельного замера дебита каждого пласта и раздельного промыслового сбора продукции пластов при необходимости, а также возможность исследования каждого пласта в процессе эксплуатации без извлечения насоса и глушения пластов.Thus, the proposed installation has a simpler design and higher reliability, since there is no need for a second cable in it, the installation provides simultaneous separate operation of two layers in the well with the possibility of separate regulation of the performance of each pump, separate lifting of the lower layer products - on hollow rods , top - through the elevator pipes. At the same time, it is possible to separately measure the flow rate of each formation and separate field collection of production products if necessary, as well as the ability to study each formation during operation without removing the pump and plugging the layers.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005114603/03A RU2291953C1 (en) | 2005-05-13 | 2005-05-13 | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005114603/03A RU2291953C1 (en) | 2005-05-13 | 2005-05-13 | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005114603A RU2005114603A (en) | 2006-11-20 |
| RU2291953C1 true RU2291953C1 (en) | 2007-01-20 |
Family
ID=37501827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005114603/03A RU2291953C1 (en) | 2005-05-13 | 2005-05-13 | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291953C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009113895A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Use of electric submersible pumps for temporary well operations |
| RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
| RU2469181C1 (en) * | 2011-05-16 | 2012-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well |
| RU2546685C2 (en) * | 2014-02-27 | 2015-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) |
| RU2804087C1 (en) * | 2023-02-07 | 2023-09-26 | Тимур Дилюсович Гарифуллин | Device for dual completion |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108518208B (en) * | 2018-03-21 | 2021-01-26 | 王凯 | Layered oil production device with ground program control function |
-
2005
- 2005-05-13 RU RU2005114603/03A patent/RU2291953C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МАКСУТОВ Б.Е. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1974, с.106-107. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009113895A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Use of electric submersible pumps for temporary well operations |
| RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
| RU2469181C1 (en) * | 2011-05-16 | 2012-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well |
| RU2546685C2 (en) * | 2014-02-27 | 2015-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) |
| RU2804087C1 (en) * | 2023-02-07 | 2023-09-26 | Тимур Дилюсович Гарифуллин | Device for dual completion |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005114603A (en) | 2006-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2339795C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
| RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
| RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
| US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
| RU2410531C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
| RU2386018C1 (en) | Rod pumping installation for extraction of oil at simultaneous separate operation by one well of two stratums | |
| RU2368764C1 (en) | Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well | |
| RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
| WO2015134949A1 (en) | Downhole gas separator apparatus | |
| RU2550633C1 (en) | Aggregate for dual bed operation in well | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
| RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
| RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
| RU2339798C2 (en) | Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions) | |
| RU2369730C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two beds in well | |
| RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
| RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2405923C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
| RU2427705C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well | |
| RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2732940C1 (en) | Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well |