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 PDF

Info

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
casing
column
pipe
Prior art date
Application number
RU2009131964/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Иванович Парийчук (RU)
Николай Иванович Парийчук
Марат Мирсатович Нагуманов (RU)
Марат Мирсатович Нагуманов
Марат Хуснуллович Аминев (RU)
Марат Хуснуллович Аминев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер")
Николай Иванович Парийчук
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 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер"), Николай Иванович Парийчук filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер")
Priority to RU2009131964/03A priority Critical patent/RU2405925C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2405925C1 publication Critical patent/RU2405925C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs comprises flow column, cable, packer installed between reservoirs, by-pass, upper jacket-enclosed pump - plunger one with stem, and lower pump communicated with below-packer space, electric submersible one, with electric motor, for pumping of products from appropriate reservoirs, unit of cable sealing. Discharge of electric submersible pump is communicated by nozzle to upper jacket, which is on top communicated to flow column and is equipped with side channel, communicating intake of upper pump to above-packer space. Nozzle communicating discharge of lower pump to flow column is equipped with additional check valve. Plunger pump is arranged as insert with the possibility of tight interaction with inner surface of process nozzle of upper jacket. Pressure of packer fit is less than the rated one for controlled valves of check valve.
EFFECT: feature of alternate pumps operation, possibility to use insert plunger pump, elimination of liquid leak in process of pumps lifting, possibility to pump reagents into lower reservoir and flushing of tube side below packer without withdrawal of plant from well.
2 dwg

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), cable 2, packer 3 (Fig. 2) with a sealing unit 4 of cable 2 (shown in Fig. 2 conventionally) installed between the upper 5 (Fig. 1) and lower 6 (Fig. 2) layers, a bypass device 7 (for example, in the form of a knock-off valve or pressure-destructible membrane not shown in the drawing), the upper 8 (Fig. 1) enclosed in a casing 9, - plunger with a column of rods 10 and lower 11 (figure 2), communicated with the under-packer space 12, - electric submersible with electric pump 13 for pumping the products of the corresponding layers 5 (Fig. 1) and 6 (Fig. 2), the output of the electric submersible pump 12 is communicated by a pipe 14 with an upper casing 9 (Fig. 1), which is connected from above to the column of elevator pipes 1 and equipped with a side channel 15, which communicates the input of the upper pump with puffer space 16. The upper casing 9 (Fig. 1) is made in the form of a sleeve with a side 15 and longitudinal 17 channels, equipped with a process pipe 18 fixed on top of the upper casing 9 and communicated from above with the lift column pipes 1, and bottom with side channel ohm 15, which is equipped with a safety non-return valve 19. A pipe 14 communicating the output of the lower pump 11 (Fig. 2) with a column of elevator pipes 1 (Fig. 1) through the longitudinal channel 17 of the upper casing 9 is also equipped with an additional non-return valve 20 (Fig. 2) , above which the bypass device 7 and the packer 3 with the sealing unit 4 of the cable 2 are placed. The plunger pump 8 (FIG. 1) is made plug-in with the possibility of tight interaction with the inner surface of the technological pipe 18 of the upper casing 9. The additional valve 20 (FIG. 2) is equipped side p repusknymi channels 21 with adjustable valves (for example, spring-loaded valves with adjustable spring - not shown) which open when the pressure in the check valve 20 installed above. Packer 3 set pressure is lower than that set for check valves 20.
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 pump 11 is selected (the higher the productivity of the formation, the more productive the pump 11 should be) and its electric motor 13 (the deeper the interval of occurrence of the formation 5, the more powerful it should be an electric motor 13). After that, the selected pump 11 with the electric motor 13 and cable 2, the installation is assembled sequentially, lowering into the well 22, while cable 2 is passed through the sealing unit 4 of the packer 3 with subsequent insulation (for example, using an elastic sleeve clamped by a hollow nut - in FIG. 2 not shown).
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 plunger pump 8 is lowered down the pipe string 1 into the well 22 until the packer 3 is placed with the sealing unit 4 and the anchor unit 23 (for example, P-EGM-188/122 with a landing pressure of 8 MPa, manufactured by NPO Packer, Oktyabrsky) between layers 5 (figure 1) and 6 (figure 2). To install the packer 3 in the column of elevator pipes, landing pressure is created due to the retention of pressure in the check valve 20 (for example, KOT-93, manufactured by NPO Packer, Oktyabrsky, with a pressure set to open the adjustable valves 9.0-15.0 MPa bypass channels 21, which is higher than the packer landing pressure 3). Then, the installation is unloaded to the packer 3, additionally compressing the packer 3 and jamming the anchor 23. Then, the plug-in plunger pump 8 is lowered into the column of lift pipes 1 (Fig. 1) on the column of rods 10 until it tightly interacts with the inner surface of the process pipe 18. Then the mouth equipped with wellhead fittings (not shown) with sealing of the cable outlet and with the possibility of longitudinal movement of the column of rods 10. The column of rods 10 is attached to the wellhead drive (for example, a rocking machine - not shown in figure 1), and cable 2 to -governing substation (not shown in the drawing).
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 cable 2, under the action of which the electric motor 13 (FIG. 2) is driven, the rotor of the pump 11 is rotated. As a result, the products of the lower layer 6 from the sub-packer space 12 are fed to the input of the lower pump 11, which pumps the incoming products through the pipe 14 through an additional valve 20 and a longitudinal channel 17 (Fig. 1) of the upper casing 9 into the lift pipe string 1.
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 rods 10 with the help of the drive give a reciprocating movement, which is transmitted to the plunger 24 of the upper pump 8. As a result, the production of the upper layer 5 from the over-packer space 16 through the side channel 15 and the safety valve 19 enters the process pipe 18 and the input of the upper pump 8, which pumps this product into the column of elevator pipes 1, where it is mixed with the products of the lower layer 6 (figure 2).
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 layers 5 and 6 (FIG. 2) by means of the corresponding pumps 8 (FIG. 1) and 11 (FIG. 2) is understood to the surface.
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 lower pump 11 to raise the liquid level inside the column of lift pipes 1 (Fig. 1), to create a pressure differential with the over-pack space 16 of the well 22, which additionally fixes the upper pump 8 in the process pipe 18.
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 process pipe 18 or when removing the upper pump 8 for prevention, repair or replacement (so, the life of the plunger pumps is lower than the electric submersible ones), the safety valve 19 eliminates the ingress (crushing) of liquid from the columns of the lift pipes 1 through the lateral channel 15 and the over-packer space 16 into the upper layer 5, since in the column of the lift pipes 1 the liquid level supported by the pumps 8 and 11 (FIG. 2) is higher than the hydrostatic pressure of the upper layer 5 (FIG. 1). In this case, the production of the lower formation 6 (Fig.2) by the lower pump 10 can continue after sealing the wellhead 22.
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 well 22 and pumping the reagents into the upper layer 5, the pumps 8 and 11 (figure 2) are previously stopped. Then, to clean the over-packer space 16 (Fig. 1), the plunger pump 8 on the rod string 10 is lifted up to exit the process pipe 8, a liquid is pumped through the annular space 16, which, circulating through the safety check valve 19 and the lift pipe string 1, cleans the over-packer space 16, and for the injection of reagents into the formation 5, the column of elevator pipes 1 is sealed and the reagents are pumped through the annulus 16 directly into the upper formation 5.
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 well 22 and pump the reagents into the lower layer 6, the pumps 8 (FIG. 1) and 11 are previously stopped. Then, for injection of reagents into the lower layer 6 (Fig. 2), they are supplied through the column of elevator pipes 1 (Fig. 1) under a pressure higher than that set for opening the adjustable valves of the bypass channels 21 (Fig. 2) of the non-return valve 20. Thus, the reagents are pumped along the under-packer space 12 directly into the lower formation 6, and for cleaning the under-packer space 12, the injection of fluid is alternated similarly to the injection of reagents into the formation 6 and its pumping out by the lower pump 11.
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 other pump 11 or 8 (figure 1) can work in normal mode, due to the presence of check valves 19 and 20 (figure 2).
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 plunger pump 8 is first removed on the rod string 10, then the lift pipe string 1 is pulled upwards, depressurizing the packer 3 (Fig. 2) and releasing the anchor 23, which is equipped with a load. By removing the anchor, the cargo is released and destroys the relief valve of the bypass device 7 for draining the liquid from the column of elevator pipes 1 (Fig. 1) when lifting the unit from the well 22. If the bypass device 7 (Fig. 2) is made with a membrane (not shown in the drawing), then the column of elevator pipes 1 (Fig. 1) is sealed, and pressure is created in its annulus destroying the membrane 7 for draining the liquid from the column of elevator pipes 1 (Fig. 1) when the installation is lifted from the well 22.
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 packer 3, the pipe above the packer 3 is equipped with a detachable sleeve 24 (Fig. 2), disconnected by pressure (for example, MRG-89 with a disconnection pressure of 5.0 MPa after discharge from the ball mouth, produced NPO "Packer", Oktyabrsky) or with the help of a load (for example, in the form of telescopic tubes fixed with a shear element designed for a load of 100-120 kN failure - not shown in the drawing). After disconnecting the clutch 24, the load is discharged, which destroys the relief valve of the bypass device 7. Then a fishing device (not shown) is lowered to remove the packer 3 with pump 11 from the well 22.
Между электродвигателем 13 и насосом 11 возможна установка гидрозащиты 25 (на фиг.2 показана условно).Between the electric motor 13 and the pump 11, it is possible to install a hydraulic protection 25 (Fig. 2 is shown conventionally).
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 packer 3 above the packer 3, a balancing valve can be installed on the nozzle 14 (for example, KUM-112 with an operating load of 1-6 tons, manufactured by NPO Packer, Oktyabrsky - not shown in Fig. 2), opening with a tensile force less than the removal force of the packer 3.
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)

  1. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая 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, отличающаяся тем, 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. A downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers, comprising a column of elevator pipes, a cable, a packer installed between the layers, a transfer device, an upper plunger enclosed with a casing of rods and a lower pump submersible with an electric motor for pumping out the products of the corresponding layers, cable sealing unit, while the output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is connected to the column of elevator pipes from above and equipped with a side channel that communicates the input of the upper pump with puffer space, characterized in that the upper casing is made in the form of a sleeve with an additional longitudinal channel, equipped with a process pipe mounted on top of the upper casing and communicated from above with the pipe tubing, and from the bottom with the side channel, which is equipped with a safety non-return valve, and a pipe that communicates the output of the lower pump with the column of elevator pipes through the longitudinal channel of the upper casing is also equipped with an additional non-return valve above which a bypass device and a packer with a cable sealing assembly are arranged sequentially, the plunger pump being plug-in capable of tightly interacting 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 rises above set, while the packer landing pressure is lower than that set for the non-return valve adjustable valves.
RU2009131964/03A 2009-08-24 2009-08-24 Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs RU2405925C1 (en)

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 (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
GB2445859A (en) An electric submersible pump and motor assembly
RU2405925C1 (en) Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs
US20120093663A1 (en) Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells
RU2412335C1 (en) Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions
RU2488689C1 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
CN108119100B (en) Oil well lifting system and oil pumping method thereof
RU2361115C1 (en) Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
RU2255211C1 (en) Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid
RU2691423C1 (en) Method of development and operation of wells
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
RU2515630C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2542999C2 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
RU2369730C1 (en) Pump installation for simultaneous-separate operation of two beds in well
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU2569526C1 (en) Unit for dual operation of wells
RU2739813C1 (en) Hydro inflatable packer
RU2436939C1 (en) Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
RU133191U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS
RU125621U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL
RU2517304C2 (en) Unit for dual bed operation in well
RU2380524C1 (en) Method of one well two reservoirs simultaneouse production using pumping equipment with drive located on wellhead
RU191708U1 (en) DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS