RU2405925C1 - Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs - Google Patents
Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2405925C1 RU2405925C1 RU2009131964/03A RU2009131964A RU2405925C1 RU 2405925 C1 RU2405925 C1 RU 2405925C1 RU 2009131964/03 A RU2009131964/03 A RU 2009131964/03A RU 2009131964 A RU2009131964 A RU 2009131964A RU 2405925 C1 RU2405925 C1 RU 2405925C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- packer
- column
- pipe
- plunger
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.The proposal relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units for the simultaneous separate operation of two reservoirs.
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. - Стр.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. - Page 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 casing 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 the 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 together with the upper packer, which contributes to its wear and decrease the reliability of the installation, in addition, as a result of the “piston” effect created by the packer during the rise, the product spills 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 one column of rods and there is no possibility of separate regulation of the performance of the lower and upper sections of the pump.
Известна также 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. - Стр.106-107, рис.63а).Also known is a downhole pumping unit for the simultaneous operation of two layers in a well, comprising 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, through which it is supplied to the surface, production of the lower reservoir is fed by the lower pump to the column of elevator pipes along the circumferential casing, in which a channel is made for communicating the reception of the upper pump with the over-pack space of the well (One Modern separate exploitation of multilayer oil fields. / R.A. Maksutov, B.E. Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M .: Nedra, 1974. - Pages 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. Также данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении.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, The issues of studying separated formations have not been resolved. Also, this installation does not allow the use of various combinations of electric motors and pumps, since their standard sizes are incorporated in the manufacture.
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является «Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, МПК Е21В 43/14, 47/00, опубл. 20.01.2007. Бюл. №2), содержащая 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, при этом 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, а электропогружной насос снизу может быть оснащен датчиком давления, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.Closest to the technical nature of the proposed installation is a "Pump installation for simultaneous separate operation of two layers in the well" (patent RU No. 2291953, IPC ЕВВ 43/14, 47/00, publ. 20.01.2007. Bull. No. 2), containing a column of elevator pipes, a cable, a packer, a liner and two separate pumps for pumping out the formation products, which are enclosed in the upper and lower shells, the pump for pumping out the products of the lower layer being made electric submersible, while the lower casing of the electric submersible pump is equipped with a cable sealing unit and a message n from the bottom with the under-packer space through the liner, which is above the packer equipped with a bypass device capable of providing hydraulic communication between the over-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the pressure of the bypass device is reached in the well, the outlet of the electric submersible pump communicating with the upper casing with a column of elevator pipes and provided with a lateral channel, while the upper pump is made by a rod, the column of rods of which is made polo and sealingly connected with plunger sucker rod pump, the intake of the pump through a side channel in communication with the space nadpakernym and submersible pump from the bottom it may be equipped with a pressure sensor adapted to transmit via cable submersible pump information.
Недостатками данной установки являются:The disadvantages of this installation are:
- конструктивная невозможность использования вставного плунжерного насоса, что усложняет процесс извлечения и ремонта этого насоса (это возможно только с колонной лифтовых труб);- the constructive impossibility of using an plug-in plunger pump, which complicates the process of extracting and repairing this pump (this is possible only with a column of elevator pipes);
- подъем полых штанг и колонны лифтовых труб невозможно осуществлять без излива находящихся в них жидкостей, что ухудшает условия труда обслуживающих бригад;- the lifting of hollow rods and columns of elevator pipes cannot be carried out without spilling the liquids contained in them, which worsens the working conditions of the service crews;
- невозможность закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.- the impossibility of pumping reagents into the lower layer and flushing the annulus under the packer without removing the installation from the well.
Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить возможность поочередной работы насосов и возможность использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, расширение при этом функциональных возможностей из-за возможности закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.The technical task of the invention is to provide the possibility of alternating operation of the pumps and the possibility of using an plug-in plunger pump due to the installation of valves in the side channel of the upper casing and between the column of elevator pipes and the outlet of the electric submersible pump to simplify installation and maintenance of the installation, as well as to exclude the possibility of spilling liquid when lifting pumps, providing preliminary drainage of fluid into the well, the expansion of functionality at the same time due to the possibility of reagent injection in the lower layer and flushing annulus under the packer without removing the installation from the well.
Техническая задача решается скважинной насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, перепускное устройство, верхний, заключенный в кожух, - плунжерный с колонной штанг и нижний, сообщенный с подпакерным пространством, - электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, узел герметизации кабеля, при этом выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством.The technical problem is solved by a downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers containing a lift pipe string, a cable, a packer installed between the beds, a transfer device, an upper one enclosed in a casing — a plunger with a rod string and a lower one communicating with the under-packer space — electric submersible with an electric motor, pumps for pumping the products of the corresponding layers, a cable sealing unit, while the output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is on top communicated with the column of elevator pipes and provided with a side channel communicating the input of the upper pump with nadpakernym space.
Новым является то, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу - с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещены последовательно перепускное устройство и пакер с узлом герметизации кабеля, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, а дополнительный клапан оснащен боковыми перепускными каналами с регулируемыми клапанами, открывающимися при повышении давления в обратном клапане выше установленного, при этом давление посадки пакера ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана.New is that the upper casing is made in the form of a sleeve with an additional longitudinal channel, equipped with a technological pipe mounted on top of the upper casing and communicated from above with an elevator pipe string, and from the bottom with a side channel that is equipped with a safety non-return valve, and a pipe communicating the outlet the lower pump with a column of elevator pipes through the longitudinal channel of the upper casing, is also equipped with an additional check valve, above which a bypass device and a packer with a hermet assembly are placed in series cable, and the plunger pump is made plug-in with the possibility of tight interaction with the inner surface of the technological pipe of the upper casing, and the additional valve is equipped with side bypass channels with adjustable valves that open when the pressure in the check valve is higher than the set pressure, while the packer is set below the set pressure for adjustable check valve valves.
Фиг.1 - верхняя часть установки с верхним пластом.Figure 1 - the upper part of the installation with the upper layer.
Фиг.2 - нижняя часть установки с нижним пластом и пакером.Figure 2 - the lower part of the installation with the lower layer and the packer.
Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб 1 (фиг.1), кабель 2, пакер 3 (фиг.2) с узлом герметизации 4 кабеля 2 (на фиг.2 показан условно), установленный между верхним 5 (фиг.1) и нижнем 6 (фиг.2) пластами, перепускное устройство 7 (например, в виде сбивного клапана или разрушаемой давлением мембраны, на чертеже не показанной), верхний 8 (фиг.1), заключенный в кожух 9, - плунжерный с колонной штанг 10 и нижний 11 (фиг.2), сообщенный с подпакерным пространством 12, - электропогружной с электродвигателем 13 насосы для откачки продукции соответствующих пластов 5 (фиг.1) и 6 (фиг.2), при этом выход электропогружного насоса 12 сообщен патрубком 14 с верхним кожухом 9 (фиг.1), который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 15, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством 16. Верхний кожух 9 (фиг.1) выполнен в виде втулки с боковым 15 и продольным 17 каналами, оснащенной технологическим патрубком 18, закрепленным сверху верхнего кожуха 9 и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб 1, а снизу с боковым каналом 15, который снабжен предохранительным обратным клапаном 19. Патрубок 14, сообщающий выход нижнего насоса 11 (фиг.2) с колонной лифтовых труб 1 (фиг1) через продольный канал 17 верхнего кожуха 9, также снабжен дополнительным обратным клапаном 20 (фиг.2), выше которого размещены перепускное устройство 7 и пакер 3 с узлом герметизации 4 кабеля 2. Плунжерный насос 8 (фиг.1) выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка 18 верхнего кожуха 9. Дополнительный клапан 20 (фиг.2) оснащен боковыми перепускными каналами 21 с регулируемыми клапанами (например, подпружиненными клапанами с регулируемыми пружинами - на чертеже не показаны), открывающимися при повышении давления в обратном клапане 20 выше установленного. Давление посадки пакера 3 ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана 20.A downhole pump installation for simultaneous separate operation of two layers, containing a column of elevator pipes 1 (Fig. 1),
Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers works as follows.
При сборе установки в зависимости от производительности и глубины залегания нижнего пласта 6 (фиг.2) подбирают насос 11 (чем выше продуктивность пласта, тем более производительным должен быть насос 11) и его электродвигатель 13 (чем глубже интервал залегания пласта 5, тем мощнее должен быть электродвигатель 13). После чего подобранные насос 11 с электродвигателем 13 и кабелем 2, установку собирают последовательно, спуская в скважину 22, при этом кабель 2 пропускают через узел герметизации 4 пакера 3 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой - на фиг.2 не показаны).When assembling the installation, depending on the productivity and depth of the lower formation 6 (Fig. 2), the
Установку в сборе без плунжерного насоса 8 спускают на лифтовой колонне труб 1 в скважину 22 до размещения пакера 3 с узлом герметизации 4 и якорным узлом 23 (например, П-ЭГМ-188/122 с давлением посадки 8 МПа, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) между пластами 5 (фиг.1) и 6 (фиг.2). Для установки пакера 3 в колонне лифтовых труб создается давление посадки благодаря удержанию давления в обратном клапане 20 (например, КОТ-93, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский, с давлением, устанавливаемым для открывания регулируемых клапанов 9,0-15,0 МПа перепускных каналов 21, что выше давления посадки пакера 3). Затем установку разгружают на пакер 3, дополнительно сжимая пакер 3 и заклинивая якорь 23. Затем в колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) на колонне штанг 10 спускают вставной плунжерный насос 8 до его герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка 18. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на чертеже не показана) с герметизацией выхода кабеля и с возможностью продольного перемещения колонны штанг 10. Колонну штанг 10 присоединяют к устьевому приводу (например, станок-качалка - на фиг.1 не показана), а кабель 2 к управляющей подстанции (на чертеже не показана).The assembly without the
Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 13 (фиг.2), вращающий ротор насоса 11. В результате продукция нижнего пласта 6 из подпакерного пространства 12 поступает на вход нижнего насоса 11, который перекачивает поступающую продукцию по патрубку 14 через дополнительный клапан 20 и продольный канал 17 (фиг.1) верхнего кожуха 9 в лифтовую колонну труб 1.To start the installation, a voltage is applied via
При этом колонне штанг 10 при помощи привода придают возвратно-поступательное движение, которое передается на плунжер 24 верхнего насоса 8. В результате продукция верхнего пласта 5 из надпакерного пространства 16 через боковой канал 15 и предохранительный клапан 19 поступает в технологический патрубок 18 и на вход верхнего насоса 8, который эту продукцию перекачивает в колонну лифтовых труб 1, где она смешивается с продукцией нижнего пласта 6 (фиг.2).In this case, the column of
По лифтовой колонне труб 1 (фиг.1) продукция пластов 5 и 6 (фиг.2) при помощи соответствующих насосов 8 (фиг.1) и 11 (фиг.2) понимается на поверхность.According to the tubing string 1 (FIG. 1), the production of the
При запуске установки рекомендуется сначала запускать нижний насос 11 для подъема уровня жидкости внутри колонны лифтовых труб 1 (фиг.1), для создания перепада давления с надпакерным пространством 16 скважины 22, которое дополнительно фиксирует верхний насос 8 в технологическом патрубке 18.When starting the installation, it is recommended to first start the
В случаях срыва (несанкционированного извлечения) верхнего насоса 8 (фиг.1) из технологического патрубка 18 или при извлечении верхнего насоса 8 для профилактики, ремонта или замены (так, ресурс плунжерных насосов ниже электропогружных) предохранительный клапан 19 исключает попадание (задавливание) жидкости из колонны лифтовых труб 1 через боковой канал 15 и надпакерное пространство 16 в верхний пласт 5, так как в колонне лифтовых труб 1 уровень жидкости, поддерживаемый насосами 8 и 11 (фиг.2), выше гидростатического давления верхнего пласта 5 (фиг.1). При этом добыча продукции нижнего пласта 6 (фиг.2) нижним насосом 10 может продолжаться после герметизации устья скважины 22.In cases of failure (unauthorized removal) of the upper pump 8 (Fig. 1) from the
Для очистки межтрубного - надпакерного пространства 16 (фиг.1) скважины 22 и закачивания реагентов в верхний пласт 5 насосы 8 и 11 (фиг.2) предварительно останавливают. Затем для очистки надпакерного пространства 16 (фиг.1) плунжерный насос 8 на колонне штанг 10 приподнимают до выхода из технологического патрубка 8, по межтрубному пространству 16 прокачивают жидкость, которая, циркулируя через предохранительный обратный клапан 19 и колонну лифтовых труб 1, очищает надпакерное пространство 16, а для закачки реагентов в пласт 5 герметизируют колонну лифтовых труб 1 и закачивают реагенты по межтрубному пространству 16 непосредственно в верхний пласт 5.To clean the annular - nadpakerny space 16 (figure 1) of the
Для очистки межтрубного - подпакерного пространства 12 (фиг.2) скважины 22 и закачивания реагентов в нижний пласт 6 насосы 8 (фиг.1) и 11 предварительно останавливают. Затем для закачки реагентов в нижний пласт 6 (фиг.2) их через колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) подают под давлением, превышающим установленное для открывания регулируемых клапанов перепускных каналов 21 (фиг.2) обратного клапана 20. Таким образом закачивают реагенты по подпакерноему пространству 12 непосредственно в нижний пласт 6, а для очистки подпакерного пространства 12 чередуют закачку жидкости аналогично закачке реагентов в пласт 6 и откачку ее нижним насосом 11.To clean the annular - under-packer space 12 (FIG. 2) of the
В ходе работы при необходимости любой из насосов 8 (фиг.1) или 11 (фиг.2) может быть остановлен, при этом другой насос 11 или 8 (фиг.1) может работать в обычном режиме, благодаря наличию обратных клапанов 19 и 20 (фиг.2).During operation, if necessary, any of the pumps 8 (figure 1) or 11 (figure 2) can be stopped, while the
Для извлечения установки из скважины 22 (фиг.1) сначала извлекают плунжерный насос 8 на колонне штанг 10, затем колонну лифтовых труб 1 подтягивают вверх, разгерметизируя пакер 3 (фиг.2) и освобождая якорь 23, который оснащается грузом. Снятием якоря груз освобождается и разрушает сбивной клапан перепускного устройства 7 для слива жидкости из колонны лифтовых труб 1 (фиг.1) при подъеме установки из скважины 22. Если перепускное устройство 7 (фиг.2) выполнено с мембраной (на чертеже не показана), то колонну лифтовых труб 1 (фиг.1) герметизируют, а в ее затрубье создают давление, разрушающее мембрану 7 для слива жидкости из колонны лифтовых труб 1 (фиг.1) при подъеме установки из скважины 22.To remove the installation from the well 22 (Fig. 1), the
В случаях, когда возможны аварийные ситуации при снятии пакера 3, патрубок выше пакера 3 оснащают разъемной муфтой 24 (фиг.2), разъединяемой при помощи давления (например, МРГ-89 с давлением отсоединения 5,0 МПа после сброса с устья шарика, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) или при помощи нагрузки (например, в виде телескопических трубок, зафиксированных срезным элементом, рассчитанным на нагрузку 100-120 кН разрушения - на чертеже не показаны). После отсоединения муфты 24 сбрасывают груз, который разрушает сбивной клапан перепускного устройства 7. Затем спускается ловильное устройство (на чертеже не показано) для извлечения пакера 3 с насосом 11 из скважины 22.In cases where emergency situations are possible when removing the
Между электродвигателем 13 и насосом 11 возможна установка гидрозащиты 25 (на фиг.2 показана условно).Between the
Для выравнивания давления внутри и снаружи патрубка 14 (фиг.2) при разгерметизации пакера 3 выше пакера 3 может быть на патрубке 14 установлен уравнительный клапан (например, КУМ-112 с нагрузкой срабатывания 1-6 тонн, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский - на фиг.2 не показан), открывающийся при растягивающем усилии, меньшем, чем усилие снятия пакера 3.To equalize the pressure inside and outside the nozzle 14 (Fig. 2) during depressurization of the
Предложенная конструкция скважинной установки обеспечивает возможность поочередной работы насосов и возможность использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, расширение при этом функциональных возможностей из-за возможности закачки реагентов в нижний пласт и промывки межтрубного пространства под пакером без извлечения установки из скважины.The proposed design of the well installation provides the possibility of alternating operation of the pumps and the possibility of using an plug-in plunger pump due to the installation of valves in the side channel of the upper casing and between the column of elevator pipes and the outlet of the electric submersible pump to simplify installation and maintenance of the installation, as well as to exclude the possibility of liquid outflow when lifting the pumps, providing preliminary drainage of fluid into the well, while expanding functional capabilities due to the possibility of reagent injection the lower layer and washing the annulus below the packer from the well without removing the installation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009131964/03A RU2405925C1 (en) | 2009-08-24 | 2009-08-24 | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009131964/03A RU2405925C1 (en) | 2009-08-24 | 2009-08-24 | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2405925C1 true RU2405925C1 (en) | 2010-12-10 |
Family
ID=46306484
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009131964/03A RU2405925C1 (en) | 2009-08-24 | 2009-08-24 | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2405925C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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) |
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 |
CN105156080A (en) * | 2015-09-15 | 2015-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for preventing eccentric wear of pumping rod and oil tube and separate-zone whole production tubular column |
RU2731007C2 (en) * | 2017-07-31 | 2020-08-28 | Мурад Давлетович Валеев | Method for cleaning centrifugal pump of oil well from precipitation |
RU209245U1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Two-lift unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs by one well for conditions complicated by the content of mechanical impurities and free gas in the production of the upper object |
-
2009
- 2009-08-24 RU RU2009131964/03A patent/RU2405925C1/en active
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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) |
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 |
CN105156080A (en) * | 2015-09-15 | 2015-12-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for preventing eccentric wear of pumping rod and oil tube and separate-zone whole production tubular column |
CN105156080B (en) * | 2015-09-15 | 2018-08-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of method and layering for preventing rod and tube partial-wear is same to adopt tubing string |
RU2731007C2 (en) * | 2017-07-31 | 2020-08-28 | Мурад Давлетович Валеев | Method for cleaning centrifugal pump of oil well from precipitation |
RU209245U1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Two-lift unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs by one well for conditions complicated by the content of mechanical impurities and free gas in the production of the upper object |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
GB2451767A (en) | A submersible pump, motor and inflatable packer assembly | |
RU2412335C1 (en) | Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions | |
US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
CN108119100B (en) | Oil well lifting system and oil pumping method thereof | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU2691423C1 (en) | Method of development and operation of wells | |
RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
RU2369730C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two beds in well | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU191708U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
RU2739813C1 (en) | Hydro inflatable packer | |
RU2255211C1 (en) | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2380524C1 (en) | Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead |