RU2380524C1 - Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead - Google Patents
Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead Download PDFInfo
- Publication number
- RU2380524C1 RU2380524C1 RU2008130535/03A RU2008130535A RU2380524C1 RU 2380524 C1 RU2380524 C1 RU 2380524C1 RU 2008130535/03 A RU2008130535/03 A RU 2008130535/03A RU 2008130535 A RU2008130535 A RU 2008130535A RU 2380524 C1 RU2380524 C1 RU 2380524C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- pumps
- column
- sleeve
- wellhead
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам одновременной раздельной эксплуатации двух пластов скважины без смешивания продукции пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for the simultaneous separate operation of two layers of a well without mixing the production of layers.
Известна «Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты)» (патент ПМ RU №59138, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2006 г.), при помощи которой осуществляется способ одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающий спуск и установку в скважине пакера между пластами, лифтовой колонны, оснащенной верхним и нижним плунжерными насосами с полыми штангами, соединенными с устьевым приводом, входы которых сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами, а выходы - соответственно с колонной лифтовых труб посредством обводного канала (байпаса) и с полыми штангами через полый плунжер верхнего насоса, придание возвратно-поступательного движения устьевым приводом через полые штанги плунжерам, поднятие продукции нижнего пласта через всасывающий и нагнетательный клапаны, а также нижний и верхний плунжеры по полым штангам на поверхность, при этом поднятие продукции верхнего пласта через всасывающий клапан, установленный в сообщение с надпакерным пространством, нагнетательный клапан, установленный в байпас по колонне лифтовых труб на поверхность.The well-known "Installation for simultaneous and separate operation of two layers in the well (options)" (patent PM RU No. 59138, ЕВВ 43/14, publ. Bull. No. 34 of 12/10/2006), by which the method of simultaneous separate operation is carried out two layers in the well, including the descent and installation of a packer between the layers in the well, an elevator string equipped with upper and lower plunger pumps with hollow rods connected to the wellhead drive, the inputs of which are connected respectively to the over-packer and under-packer spaces, and the outputs correspond to with a column of elevator pipes through the bypass channel (bypass) and with hollow rods through the hollow plunger of the upper pump, imparting reciprocating movement by the wellhead drive through the hollow rods to the plungers, raising the production of the lower layer through the suction and discharge valves, as well as the lower and upper plungers along hollow rods to the surface, while raising the production of the upper layer through the suction valve installed in communication with the over-packer space, the discharge valve installed in the bypass a lot of elevator pipes to the surface.
Недостатками данного способа являются наличие элементов «труба в трубе», то есть полые штанги в колонне лифтовых труб, которые по сравнению с параллельными трубами более дорогие и материалоемкие, при этом плунжерные насосы имеют низкий ресурс при работе с жидкостями, содержащими большое количество механических частиц, что делает невозможным использование длительное время таких насосов для перекачки продукции пластов, содержащих подобные частицы, также низкий коэффициент полезного действия (КПД) верхнего насоса, так как у него работает на подъем продукции верхнего пласта только разница в площадях плунжеров верхнего (большего) и нижнего насосов.The disadvantages of this method are the presence of the elements "pipe in pipe", that is, hollow rods in the column of elevator pipes, which are more expensive and material intensive compared to parallel pipes, while plunger pumps have a low resource when working with fluids containing a large number of mechanical particles, which makes it impossible to use such pumps for a long time to pump products of formations containing similar particles, as well as a low efficiency (efficiency) of the upper pump, since it works on the rise of production of the upper layer, only the difference in the areas of the plungers of the upper (larger) and lower pumps.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Двухлифтовая дифференциальная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин» (патент ПМ RU №70323, F04D 13/00, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2008 г.), при помощи которой способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине включает спуск и установку в скважине пакера между пластами, технологической колонны и лифтовой колонны, верхний и нижний плунжерные насосы, соединенные полым штоком, а с устьевым приводом - штангами, при этом входы верхнего и нижнего насосов сообщены соответственно с надпакерным и подпакерным пространствами через всасывающие клапаны, а выходы через нагнетательные клапаны - соответственно с технологической колонной и колонной лифтовых труб через полый плунжер верхнего насоса, придание возвратно-поступательного движения устьевым приводом через полые штанги плунжерам, поднятие продукции нижнего пласта через всасывающий и нагнетательный клапаны нижнего насоса, а также нижний и верхний плунжеры, полый шток по лифтовой колонне труб на поверхность, при этом поднятие продукции верхнего пласта через всасывающий клапан и нагнетательный клапаны по технологической колонне на поверхность.The closest in technical essence and the achieved result is "Two-lift differential rod pumping unit for simultaneous and separate well operation" (patent PM RU No. 70323, F04D 13/00, publ. Bull. No. 2 from 01/20/2008), using which method of simultaneous and separate operation of two layers in the well includes lowering and installing in the well a packer between the layers, the process column and the lift column, the upper and lower plunger pumps connected by a hollow rod, and with a wellhead drive - rods, while the input the upper and lower pumps are communicated respectively with the supra-packer and sub-packer spaces through the suction valves, and the exits through the discharge valves, respectively, with the process column and the column of lift pipes through the hollow plunger of the upper pump, imparting reciprocating movement by the wellhead drive through the hollow rods to the plungers, raising the production of the lower formation through the suction and discharge valves of the lower pump, as well as the lower and upper plungers, a hollow rod along the pipe lift string to the surface, while raising the products of the upper layer through the suction valve and discharge valves along the process column to the surface.
Недостатками данного способа являются сложный спуск параллельных труб, так как не решен вопрос их поочередного спуска, плунжерные насосы, которые имеют низкий ресурс при работе с жидкостями, содержащими большое количество механических частиц, что делает невозможным использование длительное время таких насосов для перекачки продукции пластов, содержащих подобные частицы, также низкий коэффициент полезного действия (КПД) верхнего насоса, так как у него работает на подъем продукции верхнего пласта только разница в площадях плунжеров верхнего (большего) и нижнего насосов.The disadvantages of this method are the difficult descent of parallel pipes, since the issue of their alternate descent, plunger pumps that have a low resource when working with fluids containing a large number of mechanical particles, which makes it impossible to use such pumps for pumping production of formations containing such particles, also a low efficiency (efficiency) of the upper pump, since only the difference in the areas of the plunger ver it (larger) and lower pumps.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины с расширенными технологическими возможностями за счет возможности перекачки длительное время продукции пластов, содержащих твердые механические частицы, благодаря винтовым насосам, с более эффективным использованием возможностей насосов из-за разделения зон их работы и упрощением спуско-подъемных операций параллельных труб за счет возможности их поочередного спуска и подъема.The technical task of the invention is the creation of a method for simultaneous and separate operation of two layers of the well with advanced technological capabilities due to the possibility of pumping for a long time the production of formations containing solid mechanical particles, thanks to screw pumps, with more efficient use of the capabilities of the pumps due to the separation of their work zones and simplification of tripping operations of parallel pipes due to the possibility of their alternate descent and ascent.
Техническая задача решается способом одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины насосной установкой с устьевым приводом на устье, включающим спуск и установку в скважине пакера между пластами, технологической колонны и лифтовой колонны, насосной установки с верхним и нижним насосами, соединенными штоком, а с устьевым приводом - штангами, при этом входы верхнего и нижнего насосов сообщены соответственно с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающий клапан, а выходы - с технологической колонной и колонной лифтовых труб, придание рабочего движения устьевым приводом через полые штанги насосам, поднятие продукции нижнего пласта и верхнего пластов на поверхность по лифтовой и технологической колоннам.The technical problem is solved by the method of simultaneous and separate operation of two layers of the well with a pumping unit with a wellhead drive at the wellhead, including the descent and installation of a packer between the layers, the process column and the lift string, the pumping unit with the upper and lower pumps connected by a rod, and with the wellhead drive - rods, while the inputs of the upper and lower pumps are communicated respectively with the over-packer space and the under-packer space through the suction valve, and the outputs from the process columns and the column of elevator pipes, imparting working movement to the wellhead drive through hollow rods to pumps, raising the production of the lower layer and upper layers to the surface by elevator and process columns.
Новым является то, что насосную установку снабжают верхним и нижним винтовыми насосами, корпусы насосов спускают в составе лифтовой колонны, между которыми ниже сообщения с надпакерным пространством на лифтовой колонне сверху вниз установлены втулка с тарированным продольным каналом и пустотелый переводник, оснащенный дополнительным входом в виде выполненной на верхней поверхности входной воронки с гильзой, размещенной в полости переводника, затем в скважину параллельно лифтовой колонне спускают технологическую колонну, оснащенную снизу концевиком, до герметичного взаимодействия концевика с гильзой и сообщения с полостью переводника, далее в лифтовую колонну спускают на штангах соответствующие насосам верхний и нижний винты, соединенные штоком, который дополнительно оснащают глухим плунжером, при этом диаметры винтов и плунжера изготовлены уменьшающимися сверху вниз для прохода через не соответствующие им корпусы и втулку во время спуска, который прекращают после взаимодействия верхнего и нижнего винтов с соответствующими им корпусами насосов, причем плунжер герметично перекрывает продольный канал втулки, отсекая выход нижнего насоса от входа верхнего насоса, после чего устьевым приводом винтам придают вращательное движение, в результате продукция нижнего пласта через подпакерное пространство, всасывающий клапан, полость переводника посредством нижнего винтового насоса по технологической колонне поднимается на поверхность, а продукция верхнего пласта через надпакерное пространство поступает посредством верхнего винтового насоса в лифтовую колонну, по которой поднимается на поверхность.What is new is that the pump installation is equipped with upper and lower screw pumps, the pump housings are lowered as part of the lift column, between which below the communication with the over-packer space on the lift column are installed a sleeve with a calibrated longitudinal channel and a hollow sub equipped with an additional input in the form of on the upper surface of the inlet funnel with a sleeve placed in the cavity of the sub, then into the well parallel to the lift string a technological string equipped with from the bottom with the limit switch, until the limit switch interacts with the sleeve and communication with the cavity of the sub, then the upper and lower screws connected to the rod, which are additionally equipped with a blind plunger, are lowered onto the rod string, which are additionally equipped with a blind plunger, while the diameters of the screws and plunger are made smaller from top to bottom for passage through the casings and the sleeve that do not correspond to them during descent, which is stopped after the interaction of the upper and lower screws with the pump casings corresponding to them, and the plunger hermetically closes the longitudinal channel of the sleeve, cutting off the outlet of the lower pump from the inlet of the upper pump, after which the rotary movement is imposed by the wellhead drive, resulting in the production of the lower layer through the under-packer space, the suction valve, the cavity of the sub by means of the lower screw pump along the process column and the production of the upper layer through the above-packer space enters through the upper screw pump into the elevator column, along which it rises to the surface b.
На Фиг.1 изображена схема установки для реализации способа.Figure 1 shows the installation diagram for implementing the method.
На Фиг.2 изображен переводник, соединенный с лифтовой и технологической колоннами.Figure 2 shows the sub connected to the elevator and technological columns.
Насосная установка с приводом на устье (не показаны) для одновременной раздельной эксплуатации верхнего 1 (Фиг.1) и нижнего 2 пластов скважины 3 содержит пакер 4 с проходным каналом 5, устанавливаемый между пластами 1 и 2, лифтовую колонну 6 с хвостовиком 7 внизу, оснащенным снизу фильтром 8 и выполненным с возможностью герметичного взаимодействия выше фильтра 8 с проходным каналом 5 пакера 4, верхним 9 и нижним 10 корпусами соответствующих насосов, между которыми в составе лифтовой колонны 6 размещены втулка 11 с соответствующим тарированным продольным каналом 12 и пустотелый переводник 13 (Фиг.2), оснащенный дополнительным входом в виде выполненной на верхней поверхности входной воронки 14 с гильзой 15, размещенной 16 в полости переводника 13. Причем между верхней втулкой 11 (Фиг.1) и верхним корпусом 9 выполнены каналы 17, сообщающие внутритрубное пространство 18 лифтовой колонны труб 6 с надпакерным пространством 19. Внутри колонны лифтовых труб 6 в соответствующих верхнем 9 и нижнем 10 корпусах размещены соответствующие верхний 20 и нижний 21 винты насосов, соединенные между собой штоком 22, а с устьевым приводом - штангой 23. Шток 22 оснащен глухим плунжером 24, выполненным с возможностью соответствующего герметичного взаимодействия с каналом 12 втулки 11. При этом диаметры винтов 20 и 21 и плунжера 24 изготовлены уменьшающимися сверху вниз для прохода через не соответствующие им корпусы и втулку во время спуска, который прекращают после взаимодействия верхнего 20 и нижнего 21 винтов с соответствующими им корпусами 9 и 10 насосов, причем плунжер 24 герметично перекрывает продольный канал 12 втулки 11, отсекая выход нижнего насоса от входа верхнего насоса. Между хвостовиком 7 и нижним корпусом 10 установлен всасывающий клапан 25 для отсечения надпакерного 19 и подпакерного 26 пространств друг от друга во время спуска или подъема штанг 23 с винтами 20 и 21 и плунжером 24. Параллельно лифтовой колонне 6 размещена технологическая колонна 27 (Фиг.2), оснащенная снизу концевиком 28, взаимодействующим герметично с гильзой 15 переводника 13. Сверху штанги 23 (Фиг.1) соединены с устьевым приводом (на Фиг.1 не показан). Лифтовая 6 и технологическая 27 колонны оснащены устьевой обвязкой (на Фиг.1 не показана), по которой продукция пластов 1 и 2 отбирается.A pump installation with a drive at the mouth (not shown) for simultaneous separate operation of the upper 1 (Fig. 1) and lower 2 layers of the
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Предварительно анализируют продуктивности верхнего 1 и нижнего 2 пластов, подбирают насосную установку, содержащую верхний и нижний винтовые насосы с соответствующей производительности для откачки продукции соответствующих им пластов 1 и 2. В скважине 3 между пластами 1 и 2 устанавливают пакер 4 с проходным каналом 5. После чего в скважину 3 спускают лифтовую колонну 6, оснащенную верхним 9 и нижним 10 корпусами винтовых насосов, втулкой 11 и переводником 13, а снизу - хвостовиком 7 с фильтром 8, до герметичного взаимодействия хвостовика 7 с проходным каналом 5 пакера 4. Для контроля правильной установки хвостовика 7 в проходном канале 5 пакера 4 по устьевому индикатору веса (на Фиг.1 не показан), лифтовая колонна над хвостовиком 7 может оснащаться наружным ограничителем (на Фиг.1 не показан), опирающимся при установке хвостовика 7 на пакер 4, показывая при этом снижение веса лифтовой колонны труб 6 на устьевом индикаторе веса. После фиксации колонны лифтовых труб 6 на устье скважины 3 параллельно ей спускают технологическую колонну 27 до герметичного ввода ее концевика 28 (Фиг.2) посредством воронки 14, облегчающей попадание, в гильзу 15 переводника 13, сообщая при этом внутреннюю полость el5 переводника 13 с технологической колонной 27. Для контроля правильной установки концевика 28 в гильзе 15 по устьевому индикатору веса (на Фиг.1 не показан) концевик 28 сверху оснащается наружным упором 27, опирающимся при установке на верхнюю кромку гильзы 15, зафиксированной в переводнике 13, показывая при этом снижение веса технологической колонны 27 на устьевом индикаторе веса. Далее внутрь лифтовой колонны 6 (Фиг.1) спускают на штанге 23 последовательно соединенные штоком 22 снизу нижний винт 21, плунжер 24 и верхний винт 20, причем их наружные диаметры уменьшаются сверху вниз для возможности прохода во время спуска через не соответствующие им корпус 9 и втулку 11. Для контроля правильной установки в рабочем положении плунжера 24 и винтов 20 и 21 относительно соответствующих им втулки 11 и корпусов 9 и 10 по устьевому индикатору веса (не показан) колонна лифтовых труб под нижним корпусом 10 может оснащаться внутренним ограничителем (на Фиг.1 не показан), на который опирается нижний винт 21 при завершении спуска, показывая при этом снижение веса штанги 23 на устьевом индикаторе веса. В рабочем положении насосной установки плунжер 24 герметично перекрывает продольный канал 12 втулки 11, нижний винт 21 расположен в пределах нижнего корпуса 10, а верхний винт 20 - в пределах верхней обоймы 9.The productivity of the upper 1 and lower 2 layers is preliminarily analyzed, a pump installation is selected that contains the upper and lower screw pumps with the corresponding capacity for pumping the products of their
После завершения установки штанге 23 придают устьевым приводом вращение, которое передается на верхний винт 20 и через шток 22 нижнему винту 21. В результате благодаря нижнему винту 21, вращающемуся в нижнем корпусе 10, продукция нижнего пласта 2 через подпакерное пространство 26 и фильтр 8 хвостовика 7 поступает во внутритрубное пространство 18 колонны лифтовых труб 6, а через всасывающий клапан 25 в район переводника 13 (Фиг.2), через полость 16 которого продукция нижнего пласта 2 поступает в технологическую колонну 27 и далее на поверхность. При этом благодаря верхнему винту 20 (Фиг.1), вращаемуся в верхней обойме 9, продукция верхнего пласта 1 из надпакерного пространства 19 через каналы 17 поступает во внутритрубное пространство 18 колонны лифтовых труб 6, по которой поднимается на поверхность. Наличие герметично установленного плунжера 24 в продольном канале 12 втулки 11 исключает смешивание продукций верхнего и нижнего пластов во внутритрубном пространстве 18 колонны лифтовых труб 6 и отделяет выход нижнего винтового насоса от входа верхнего винтового насоса, что повышает КПД работы верхнего насоса, исключая несанкционированные перетоки жидкости в технологическую колонну 27. При пропорциональном снижении продуктивности пластов 1 и 2 скорость вращения штока 23 в зависимости от этого снижения постепенно снижают.After the installation is completed, the
Предлагаемый способ позволяет расширить технологические возможности за счет перекачки длительное время продукции пластов, содержащих твердые механические частицы, благодаря винтовым насосам, более эффективно использовать возможности насосов из-за разделения зон их работы, а также упростить спуско-подъемные операции параллельных труб за счет возможности их поочередного спуска и подъема лифтовой и технологической колонн.The proposed method allows to expand technological capabilities by pumping for a long time the production of formations containing solid mechanical particles, thanks to screw pumps, to more efficiently use the capabilities of the pumps due to the separation of their work zones, and also to simplify the round-trip operations of parallel pipes due to the possibility of alternating them descent and lifting of elevator and technological columns.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008130535/03A RU2380524C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008130535/03A RU2380524C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2380524C1 true RU2380524C1 (en) | 2010-01-27 |
Family
ID=42122154
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008130535/03A RU2380524C1 (en) | 2008-07-23 | 2008-07-23 | Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2380524C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2481464C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium |
RU2517304C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Unit for dual bed operation in well |
-
2008
- 2008-07-23 RU RU2008130535/03A patent/RU2380524C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2481464C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium |
RU2517304C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Unit for dual bed operation in well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9784087B2 (en) | Down-hole sand and solids separator utilized in producing hydrocarbons | |
RU2339795C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU2380524C1 (en) | Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead | |
RU2368764C1 (en) | Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2369730C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two beds in well | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
US10570721B1 (en) | Gas bypass separator | |
US20140158352A1 (en) | Three-phase separation downhole | |
RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
WO2008100429A1 (en) | Three-phase separation downhole | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU109209U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
RU2405923C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120724 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130827 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150724 |