RU2439297C1 - Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) - Google Patents
Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439297C1 RU2439297C1 RU2010124631/03A RU2010124631A RU2439297C1 RU 2439297 C1 RU2439297 C1 RU 2439297C1 RU 2010124631/03 A RU2010124631/03 A RU 2010124631/03A RU 2010124631 A RU2010124631 A RU 2010124631A RU 2439297 C1 RU2439297 C1 RU 2439297C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- cable
- sealing
- bypass
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих или нагнетательных скважин, оснащенных, по меньшей мере, кабельными как глубинными устройствами (например, электропогружным насосом, измерительным прибором, клапаном-отсекателем или регулятором и пр.), так и пакерами (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия), в частности: - для изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта выше насосной установки; - для одновременно-раздельной эксплуатации (исследования, закачки воды или добычи флюида) нескольких пластов одной скважины; - для внутрискважинной закачки электропогружным насосом воды из одного пласта в другой пласт; - для внутрискважинной сепарации воды из добываемой насосом жидкости продуктивного пласта и направления ее в нагнетательный пласт, а нефти - к устью скважины.The invention relates to techniques and technologies for the production of hydrocarbons and can be used for producing or injection wells equipped with at least cable devices as depth devices (for example, an electric submersible pump, measuring device, shut-off valve or regulator, etc.), and packers (for example, mechanical, including supporting, hydromechanical, hydraulic, electrical, pulsed or combined action), in particular: - to isolate an unpressurized section of the operational number nna or perforation interval unexploited reservoir above the pump unit; - for simultaneous and separate operation (research, water injection or fluid production) of several layers of one well; - for downhole injection of water from one reservoir into another reservoir by an electric submersible pump; - for downhole separation of water from the fluid produced by the pump of the reservoir and directing it to the injection reservoir, and oil to the wellhead.
Известные решения насосных установок и для них пакеров с кабельным вводом:Known solutions for pumping units and for them packers with cable entry:
1. Насосная пакерная установка для отбора нефти из двух пластов - см. Издательство «Недра», Москва, 1974. Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений, стр.75, рис.45. Установка содержит спущенные в скважину на колонне труб электропогружной насос с силовым кабелем и пакер, расположенный выше него между пластами. Недостатком этой установки является то, что силовой кабель от насоса ЭЦН проходит через внутренний канал пакера и контактирует с движущейся добываемой жидкостью. Это осложняет ввод кабеля через пакер на устье скважины и приводит к износу кабеля внутри пакера при работе скважины. Кроме того, в установке отсутствует конструкция уплотнения кабеля как в узлах выше и/или ниже пакера, так и в самом пакере.1. Pump packer unit for oil selection from two layers - see Publishing House "Nedra", Moscow, 1974. R.A. Maksutov, B.E. Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. Simultaneous separate exploitation of multilayer oil fields, p. 75, Fig. 45. The installation comprises an electric submersible pump with a power cable lowered into a well on a pipe string and a packer located above it between the layers. The disadvantage of this installation is that the power cable from the ESP pump passes through the inner channel of the packer and is in contact with the moving produced fluid. This complicates the cable entry through the packer at the wellhead and leads to cable wear inside the packer during well operation. In addition, the installation lacks a cable seal design both in the nodes above and / or below the packer, and in the packer itself.
2. Пакер Гарипова, разработка ООО НПО «Новые нефтяные технологии» - см. Патент РФ №2305748, приоритет от 10.01.2006 г. Пакер включает в себя полый ствол и уплотнительный элемент и отличается тем, что выполнен со сквозным многофункциональным каналом, в том числе для ввода кабеля, расположенным между полым стволом и уплотнительным элементом и пересекающий зону размещения уплотнительного элемента, причем указанный канал заполнен газопроницаемым наполнителем или газопроницаемым и герметизирующим наполнителями.2. Packer Garipova, development of NPO New Oil Technologies LLC - see RF Patent No. 2305748, priority date 10.01.2006. The packer includes a hollow barrel and a sealing element and is different in that it is made with a through multifunctional channel, including the number for cable entry, located between the hollow barrel and the sealing element and intersecting the zone of placement of the sealing element, and the specified channel is filled with a gas-permeable filler or gas-permeable and sealing fillers.
3. Скважинная установка Гарипова для добычи нефти, разработка ООО НПО «Новые нефтяные технологии» - см. Полезная модель к патенту №91373, приоритет от 06.08.2009 г. Установка включает в себя установленный на колонне труб насос - ЭЦН и над ним диспергатор и отличается тем, что снабжена, по меньшей мере, одним пакером (с кабельным вводом) выше насоса.3. Garipov downhole installation for oil production, developed by NPO New Oil Technologies LLC - see Utility Model for Patent No. 91373, priority dated 08/06/2009. The installation includes an ESP pump installed on a pipe string and a disperser above it and characterized in that it is provided with at least one packer (with cable entry) above the pump.
4. Пакер механический для насоса ЭЦН с возможностью уплотнения в него кабеля, разработка ЗАО «Нефтемашвнедрение» - см. Патент РФ №2372469, приоритет от 20.12.2007 г. Пакер содержит ствол с фигурным пазом, уплотнительные элементы, конус и плашки и отличается тем, что на наружной поверхности ствола выполнен продольный паз, глухой снизу и открытый в верхней части ствола для ввода и уплотнения кабеля.4. Mechanical packer for the ESP pump with the ability to seal the cable into it, developed by Neftemashvnedrenie CJSC - see RF Patent No. 2372469, priority dated 12/20/2007. The packer contains a barrel with a figured groove, sealing elements, cone and dies, and differs in that that on the outer surface of the trunk a longitudinal groove is made, blind from below and open in the upper part of the trunk for cable entry and sealing.
5. Двуствольный пакер с кабельным вводом, разработка ООО НПФ «ПАКЕР» - см. Патент РФ №2380518, приоритет от 18.06.2008 г. Пакер состоит из двух стволов и пакерного узла с герметизатором кабельного ввода и отличается тем, что стволы, пакерный и внутренний, вставлены один в другой и крепятся между собой с ориентированием по кабельному вводу.5. Double-barrel packer with cable entry, developed by LLC NPF PAKER - see RF Patent No. 2380518, priority 18.06.2008. The packer consists of two shafts and a packer unit with a cable gland seal and differs in that the shafts, packer and internal, inserted one into the other and mounted together with orientation along the cable entry.
6. Комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, разработка ООО «НПФ» Завод «Измерон» - см. Полезную модель к патенту №84457, приоритет от 05.02.2009 г. Комплекс включает в себя спущенные в скважину насосную установку и выше него пакера с кабельным вводом на его стволе под уплотнительными манжетами.6. Complex for mechanical oil production with a high content of hydrogen sulfide, developed by LLC NPF Zavod Zavodon - see Utility Model for Patent No. 84457, priority 05.02.2009. The complex includes a pumping unit lowered into the well and above it packer with cable entry on its trunk under the sealing cuffs.
7. Однако несмотря на получение вышеназванных патентов РФ компаниями ООО НПО «Новые нефтяные технологии», ЗАО «Нефтемашвнедрение», ООО НПФ «ПАКЕР» и ООО «НПФ» завод «Измерон» первым патентообладателем изобретений пакера и насосной установки, где силовой кабель вводится и герметизируется в канале либо между уплотнительными манжетами и стволом, либо между двумя стволами, либо в канале уплотнительных манжет, является ООО НТП «Нефтегазтехника», причем эти решения защищены формулами изобретений (ФИ).7. However, despite the receipt of the aforementioned patents of the Russian Federation by the companies NPO New Oil Technologies LLC, Neftemashvnedrenie CJSC, NPF PAKER LLC and NPF LLC the Izmeron plant was the first patent holder of the inventions of the packer and pump unit, where the power cable is inserted and is sealed in the channel either between the sealing cuffs and the barrel, or between two shafts, or in the channel of the sealing cuffs, is NTP Neftegaztekhnika LLC, and these solutions are protected by the claims of the invention (FI).
- Пакер, разработка ООО НТП «Нефтегазтехника» (см. патент РФ №2290489, приоритет от 29.11.2004 г., вариант 2 - см. ФИ пункт 2 и патент РФ №2295625, приоритет от 14.04.2005 г., см. ФИ пункт 1), включает в себя ствол с наружным буртом и фигурным пазом, установленный на ствол снизу вверх центратор в виде корпуса с наружными подпружиненными элементами сопротивления и внутренним стопором, плашкодержатель и плашки, конус, манжету, регулировочную гайку и муфту. Здесь основными отличительными признаками является то, что ствол пакера под манжетами выполнен с наружным продольным глухим покрытым или непокрытым каналом для ввода или размещения и уплотнения в нем силового кабеля с наружной защитой и/или покрытием (см. патент РФ №2290489), или же на поверхности ствола пакера выполнен, по меньшей мере, один продольный глухой канал, в котором размещен и уплотнен под манжетами силовой кабель (патент РФ №2295625);- Packer, development of OOO NTP Neftegaztekhnika (see RF patent No. 2290489, priority dated November 29, 2004, option 2 - see
- Насосная установка Шарифова, разработка ООО НТП «Нефтегазтехника» (патент РФ №2300668, приоритет от 27.12.2004 г.), содержащая спущенное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее в основном из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Здесь основными отличительными признаками является то, что в скважине установлен либо один пакер (см. ФИ - пункт 1) с одним или двумя стволами, выполненный с кабельным вводом, который размещен между насосом и изолируемым интервалом (например, негерметичным участком или нерабочим интервалом перфорации пласта или между добывающим и нагнетательным пластами), либо установлены два пакера (см. ФИ - пункт 2), выполненные с кабельными вводами, соответственно, один из них выше изолируемого интервала, а другой между насосом и изолируемым интервалом, либо установлены два пакера с кабельными вводами между и выше пластов, при этом установка оснащена или перепускным каналом газа, или струйным насосом, причем кабельный ввод пакера выполнен либо в виде продольной глухой прорези на его стволе под уплотнительными манжетами, которые при посадке пакера с одной стороны разобщают межтрубное пространство в скважине, а с другой стороны герметизируют силовой кабель в кабельном вводе (см. ФИ - пункт 13), либо в виде продольного сквозного канала на теле уплотнительной манжеты, либо в виде пространства между двумя жестко соединенными его стволами, один из которых размещен в другом эксцентрично, и между ними размещен сальниковый уплотнитель с защитным кольцом для герметизации силового кабеля в кабельным вводе (см. ФИ - пункт 14).- Sharifov's pumping unit, developed by NTP Neftegaztekhnika LLC (RF patent No. 2300668, priority dated December 27, 2004), containing a pumping device lowered into the well on a pipe string, consisting mainly of a pump with a receiving grid and an electric motor with a power cable . Here, the main distinguishing features are the fact that either one packer is installed in the well (see FI - point 1) with one or two shafts, made with a cable entry, which is placed between the pump and the insulated interval (for example, a leaky section or a non-working interval of formation perforation either between the producing and injection layers), or two packers are installed (see FI - point 2), made with cable entries, respectively, one of them is above the insulated interval, and the other between the pump and the insulated interval, whether o two packers are installed with cable entries between and above the seams, while the installation is equipped with either a gas bypass channel or a jet pump, and the packer cable entry is either in the form of a longitudinal blind slot on its trunk under sealing cuffs, which are placed on one side when the packer is planted disconnect the annular space in the well, and on the other hand seal the power cable in the cable entry (see FI - paragraph 13), either in the form of a longitudinal through channel on the body of the sealing collar, or in the form of the space between two rigidly connected trunks, one of which is eccentrically placed in the other, and an oil seal with a protective ring is placed between them to seal the power cable in the cable entry (see FI - paragraph 14).
8. Пакер опорно-механический Шарифова (см. Патент РФ №2365739, приоритет от 27.08.2007 г., вариант 2, ФИ - пункт 3), состоящий из двух телескопических взаимосвязанных верхней и нижней частей с возможностью их осевого перемещения между собой и оснащенный уплотнительными кольцами и манжетами, переходником, регулировочной гайкой и фиксатором. Пакер отличается тем, что ствол дополнительно оснащен фиксированным на нем механическим заякоривающим или центрующим устройством и выполнен с кабельным вводом в виде герметизирующей продольной глухой прорези на его стволе внутри уплотнительных манжет.8. Packer supporting-mechanical Sharifov (see RF Patent No. 2365739, priority date 27.08.2007,
9. Скважинная пакерная установка с насосом, разработка ООО НИИ «СибГеоТех» - см. Патент РФ №2331758, приоритет от 11.09.2006 г. Она включает в себя спущенные в скважину на колонне труб насосную установку и выше нее один или два пакера с кабельным вводом, соответственно, установленные либо только между насосом и изолируемым интервалом, либо размещенные выше и ниже изолируемого интервала, а также в скважину для стравливания свободного газа из подпакерной зоны спущены один или два перепускных устройства (в виде муфты перекрестного течения) с радиальными и продольными каналами или спущен струйный насос.9. Downhole packer installation with a pump, developed by SibGeoTech Research Institute LLC - see RF Patent No. 2331758, priority dated September 11, 2006. It includes a pump installation launched into a well on a pipe string and one or two packers with cable above it respectively, installed either only between the pump and the insulated interval, or placed above and below the insulated interval, as well as one or two bypass devices (in the form of a cross-flow coupler) with radial and and longitudinal channels or lowered a jet pump.
10. Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом - см. Патент РФ №2365744, приоритет от 09.01.2008 г. Способ включает в себя спуск в скважину на колонне труб насоса, пакера между пластами и перепускной системы с разделителем и регулирующим элементом.10. The method of simultaneous and separate production of hydrocarbons by an electric submersible pump - see RF Patent No. 2365744, priority date 01/09/2008. The method includes lowering a pump pipe, a packer between the layers and a transfer system with a separator and a regulating element into the well on the column.
11. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации, разработка ООО НТП «Нефтегазтехника» - см. Патент РФ №2328590, приоритет от 20.10.2006 г. При этом установка (см. ФИ - пункт 15) включает в себя последовательно спущенные и установленные в скважине две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенные одна в другой концентрично, насос ЭЦН и пакер с кабельным вводом между объектами.11. A method for separate operation of injection or production well objects and installation options for its implementation, development of LLC NTP Neftegaztekhnika - see RF Patent No. 2328590, priority of 10/20/2006. At the same time, the installation (see FI - clause 15) includes in itself two columns of pipes of larger and smaller diameters, arranged concentrically in one another, consecutively deflated and installed in the well, an ESP pump and a packer with cable entry between the objects.
12. Способ изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации неэксплуатируемого пласта скважины - см. Патент РФ №2383713, приоритет от 14.11.2008 г. Способ включает в себя спуск в скважину на колонне труб, по меньшей мерей, двух пакеров и насосной установки для добычи нефти из одного или нескольких пластов, при этом пакера (без или с опрессовочным узлом) могут быть установлены либо между пластом и негерметичным участком, либо между двумя пластами и/или выше пластов.12. A method of isolating an unpressurized section of a production string or perforation interval of an unexploited wellbore - see RF Patent No. 2383713, priority dated November 14, 2008. The method includes lowering at least two packers and a pumping unit for the pipe string into the well oil production from one or several strata, with the packer (without or with a crimping unit) can be installed either between the stratum and the leaky section, or between two strata and / or higher strata.
Следует отметить, что известные установки с пакером имеют относительно низкие надежность, эффективность и герметичность при вводе и уплотнении в пакере кабеля (без или с наружной намотанной защитной броней) из-за неправильности выбора конструкции и конфигурации продольного паза на участках ствола до, под и после уплотнительных манжет. Кроме того, пакера сверху выполнены только с одной трубной резьбой, то есть двойные наружные и внутренние трубные резьбы ствола и между ними по телу ствола перепускной канал (для перетока газа и/или жидкости) отсутствуют, из-за чего при добыче жидкости из одного или двух пластов скважины с помощью УЭЦН с одновременной откачкой газа из подпакерной зоны невозможно оснащение установки внутри колонны труб (в частности, над малогабаритным и меньше проходным пакером) уплотняющим гнездом и установка в нем перепускного узла с наружным диаметром больше, чем проходной диаметр пакера. Кроме того, известные установки не имеют возможности с помощью двух насосов, «центробежного и струйного», одновременно добывать жидкости из двух (нижнего и верхнего) пластов скважины с одновременной откачкой свободного газа нижнего пласта из подпакерной зоны, а также они не предусматривают применение съемного наружного полого пробки-регулятора, позволяющего как отсекание, так и направление в прием насоса (в частности, и сужения) потока жидкости верхнего пласта без остановки насоса ЭЦН.It should be noted that known installations with a packer have relatively low reliability, efficiency and tightness during cable entry and sealing in the cable packer (without or with external wound protective armor) due to incorrect design and configuration of the longitudinal groove in the trunk sections before, under and after sealing cuffs. In addition, the packers on top are made with only one pipe thread, that is, the double external and internal pipe threads of the barrel and between them along the trunk body there is no bypass channel (for gas and / or fluid flow), which is why when producing fluid from one or it is impossible to equip the installation inside the pipe string (in particular, above a small-sized and smaller passage packer) with a sealing socket and installing a bypass assembly with an outer diameter b proc eed than the passage diameter of the packer. In addition, the known installations are not able, with the help of two pumps, “centrifugal and jet”, to simultaneously extract fluids from two (lower and upper) layers of the well while pumping free gas of the lower layer from the sub-packer zone, and they do not provide for the use of a removable external a hollow plug regulator, which allows both cutting off and directing to the pump intake (in particular, narrowing) the fluid flow of the upper layer without stopping the ESP pump.
Целью изобретения является увеличение надежности как при монтаже, так и при работе пакерной кабельной системы в добывающей и нагнетательной скважине.The aim of the invention is to increase reliability both during installation and during the operation of the packer cable system in the production and injection wells.
Применение пакерной кабельной системы повышает эффективность, в частности:The use of packer cable systems increases efficiency, in particular:
- при изоляции негерметичного участка или верхнего нерабочего пласта скважины от приема электропогружного насоса;- when isolating an unpressurized section or upper non-working formation of a well from receiving an electric submersible pump;
- при эксплуатации и исследовании одновременно-раздельно нескольких пластов одной добывающей или нагнетательной скважины;- during the operation and investigation of simultaneously and separately several layers of one producing or injection well;
- при внутрискважинной насосной закачке;- with downhole pumping;
- при внутрискважинной сепарации воды.- with downhole water separation.
Технический, технологический результат и экономический эффект от использования предлагаемых решений для скважин достигается за счет: сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и пакерной кабельной системы; повышения добычи продукции.The technical, technological result and economic effect of the use of the proposed solutions for wells is achieved by: reducing the cost of events; reduction of time for repair work at the well; increase the life of the well and packer cable system; increase production.
Вариант 1. Пакерная кабельная система по варианту 1 включает в себя один или несколько пакеров (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия), спускаемых в добывающую или нагнетательную скважину, выше пласта и/или между пластами, на колонне труб с одним или несколькими кабельными глубинными устройствами (например, в виде электропогружного насоса, клапана-отсекателя, регулятора, штуцера, прибора и пр.), и оснащенных, по крайней мере, одним кабельным вводом, и состоящих, по меньшей мере, из ствола с осевым или неосевым проходным каналом и наружным продольным пазом (снизу глухим - несквозным) для ввода и герметизации кабеля, уплотнительных манжет и опорных элементов на стволе.
Цель изобретения по варианту 1 достигается за счет следующих решений:The purpose of the invention according to
- пакерная кабельная система оснащена, по крайней мере, одним шарнирным узлом для облегчения при монтаже соединения ее с трубой;- packer cable system is equipped with at least one hinge assembly to facilitate installation of its connection with the pipe;
- наружный продольный паз ствола по всей его длине, в том числе до, под и после уплотнительных манжет, выполнен наподобие ласточкиного хвоста, исключающего возможность выхода кабеля в нем за пределы наружного диаметра ствола, при этом наружный продольный паз по всей наружной поверхности кабеля на участке ствола под уплотнительными манжетами заполнен герметизатором из эластичного материала;- the outer longitudinal groove of the trunk along its entire length, including before, under and after the sealing cuffs, is made like a dovetail, eliminating the possibility of the cable coming out of it outside the outer diameter of the trunk, while the outer longitudinal groove along the entire outer surface of the cable in the area the barrel under the sealing cuffs is filled with a sealant made of elastic material;
- наружный продольный паз, по меньшей мере, на участке под уплотнительными манжетами выполнен в виде прямоугольного паза, где по всей наружной поверхности кабеля размещен герметизатор из эластичного материала, а сверху его установлена и застопорена защитная скоба из твердого или мягкого материала;- the outer longitudinal groove, at least in the area under the sealing cuffs, is made in the form of a rectangular groove, where a sealant made of elastic material is placed on the entire outer surface of the cable, and a protective bracket made of hard or soft material is installed and locked on top of it;
- наружный продольный паз ствола выполнен на участке до и после уплотнительных манжет наподобие ласточкиного хвоста, исключающего возможность выхода кабеля в нем за пределы наружного диаметра ствола, а на участке под уплотнительными манжетами - в виде прямоугольного паза, где по всей наружной поверхности кабеля размещен герметизатор из эластичного материала, а сверху его установлена и застопорена защитная скоба из твердого или мягкого материала.- the outer longitudinal groove of the trunk is made in the area before and after the sealing cuffs like a dovetail, which excludes the possibility of the cable going outside the outer diameter of the barrel, and in the section under the sealing cuffs in the form of a rectangular groove, where the sealant from elastic material, and on top of it a protective bracket made of hard or soft material is installed and locked.
В качестве герметизатора используется либо сплошная или разрезанная полая резина или манжета, или фторопласт, либо пенообразные средства, либо же другие эластичные материалы или средства. При этом герметизатор размещается в продольном пазе ствола при вводе и/или после ввода кабеля в разобранном или собранном пакере. Причем если пакер собран и после этого через него вводится кабель, то герметизатор размещают в продольный паз под уплотнительные манжеты путем их перемещения вверх и/или вниз после ослабления опорного элемента, а затем уплотнительные манжеты и опорный элемент снова возвращают в исходное положение.As a sealant, either solid or cut hollow rubber or cuff, or fluoroplastic, or foamy means, or other elastic materials or means are used. In this case, the sealant is placed in the longitudinal groove of the barrel when entering and / or after entering the cable in a disassembled or assembled packer. Moreover, if the packer is assembled and after that the cable is inserted through it, the sealant is placed in the longitudinal groove under the sealing cuffs by moving them up and / or down after loosening the support element, and then the sealing cuffs and support element are again returned to their original position.
Конфигурация продольного паза наподобие ласточкиного хвоста облегчает ввод кабеля по пазу из одного конца ствола при собранном пакере перед спуском его в скважину, а также исключает возможность повреждения кабеля и заклинивания узлов и элементов пакера при его срабатывании или освобождении в скважине. Использование скобы над продольным пазом надежно герметизирует кабельный ввод пакера при ее посадке в скважине за счет передачи нагрузки сжатия уплотнительных манжет частично на герметизатор через скобу.The configuration of the longitudinal groove like a dovetail facilitates cable entry along the groove from one end of the barrel when the packer is assembled before lowering it into the well, and also eliminates the possibility of cable damage and jamming of packer nodes and elements when it is triggered or released in the well. The use of the bracket over the longitudinal groove reliably seals the cable entry of the packer when it is planted in the well by transferring the compression load of the sealing collars partially to the sealant through the bracket.
Вариант 2. Пакерная кабельная система по варианту 2 включает в себя, по меньшей мере, пакер (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия), спускаемый в скважину, между двумя пластами или между пластом и негерметичным участком, на колонне труб с кабельным глубинным устройством - электропогружным насосом, и состоящий, по меньшей мере, из ствола с неосевым проходным каналом и наружным продольным пазом для ввода и уплотнения герметизатором кабеля, уплотнительных манжет и опорных элементов на стволе, и оснащенный выше себя перепускной системой в виде посадочного опорного устройства без или с перепускными поперечными каналами и перепускного узла.
Цель по варианту 2 достигается тем, что пакерная система оснащена уплотняющим гнездом, а пакер сверху по стволу выполнен с двойными наружной и внутренней резьбами, при этом соединены либо непосредственно, либо через муфту и/или трубы наружная резьба пакера с посадочным опорным устройством, а внутренняя его резьба с уплотняющим гнездом, причем по телу ствола пакера между наружной и внутренней резьбами расположен, по меньшей мере, один перепускной продольный канал для перетока среды - газа, газожидкостной смеси или жидкости, гидравлически соединяющий пространство под уплотнительными манжетами пакера с внутренней полостью посадочного опорного устройства за уплотняющим гнездом, причем в последних, при монтаже или запуске, или эксплуатации одно- или двухпластовых скважин, либо:The goal of
- установлен с помощью внутренней колонны труб перепускной узел в виде разделителя двух потоков, жидкости и газа, одного пласта по разным полостям колонн труб;- a by-pass unit is installed using the internal pipe string in the form of a separator of two flows, liquid and gas, one layer along different cavities of the pipe columns;
- установлен перепускной узел в виде съемной замковой полой наружной пробки для временного отсекания движения потока среды через перепускной продольный канал пакера и/или перепускные поперечные каналы посадочного опорного устройства;- a bypass assembly is installed in the form of a removable locking hollow outer tube for temporarily cutting off the flow of medium through the bypass longitudinal channel of the packer and / or bypass transverse channels of the landing support device;
- установлен перепускной узел для двух пластов в виде замкового полого наружного регулятора с возможностью изменения его наружного диаметра для сужения и направления вниз снаружи регулятора потока жидкости верхнего пласта;- a bypass assembly for two layers is installed in the form of a castle hollow external regulator with the possibility of changing its external diameter to narrow and direct downward from the outside of the fluid flow regulator of the upper layer;
- установлен перепускной узел для двух пластов двойного назначения в виде пробки и регулятора как для отсекания верхнего пласта, так и для сообщения двух пластов (например, перепускной узел может быть выполнен таким образом, чтобы в нижнем фиксированном положении он выполнял функции полой глухой пробки для перетока через ее внутреннюю полость насосом добываемого флюида из нижнего и/или верхнего пластов, а в верхнем фиксированном положении выполнял функции наружного регулятора для перетока жидкости верхнего пласта в прием насоса, причем он может состоять из двух несоединенных съемных замков, нижний из которых жестко соединен с корпусом полой наружной пробки - регулятора;- a bypass unit for two dual-purpose seams is installed in the form of a plug and a regulator both for cutting off the upper layer and for communicating the two layers (for example, the bypass node can be designed so that in the lower fixed position it acts as a hollow blind plug for overflow through its internal cavity, the pump produced fluid from the lower and / or upper reservoirs, and in the upper fixed position, acted as an external regulator for the flow of fluid from the upper reservoir into the pump intake, it can consist of two unconnected removable locks, the lower of which is rigidly connected to the body of the hollow outer plug - regulator;
- размещен перепускной узел в виде замкового струйного насоса, перепускающего через себя добываемую насосом жидкость из пласта или нижнего пласта с одновременной эжекцией свободного газа из подпакерной зоны и/или добыче флюида из верхнего пласта.- a by-pass assembly is placed in the form of a castle jet pump, passing through itself the fluid produced by the pump from the reservoir or lower reservoir with the simultaneous ejection of free gas from the sub-packer zone and / or production of fluid from the upper reservoir.
Вариант 3. Пакерная кабельная система по варианту 3 включает в себя, по меньшей мере, два - нижний и верхний - пакера (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия), спускаемые в скважину, ниже и выше негерметичного участка, на колонне труб с кабельным глубинным устройством - электропогружным насосом, и состоящие, по меньшей мере, из ствола с наружным продольным пазом для ввода и уплотнения герметизатором кабеля, уплотнительных манжет и опорных элементов на стволе, причем, по крайней мере, нижний пакер выполнен с неосевым проходным каналом, а выше верхнего пакера установлено перепускное устройство, при этом между устройством и нижним пакером имеется внутренняя труба, образующая с колонной труб кольцевую полость для возможности перепуска газа из пространства под нижним пакером в затруб выше пакеров.
Цель по варианту 3 достигается тем, что пакерная кабельная система оснащена ниже верхнего пакера уплотняющим гнездом, а нижний пакер сверху по стволу выполнен с двойными наружным и внутренним резьбами, между которыми расположен, по меньшей мере, один перепускной продольный канал, гидравлически соединяющий пространство под манжетами нижнего пакера, через внутреннюю его полость, с затрубом скважины выше верхнего пакера, при этом в скважине соединены наружная резьба пакера через муфту с колонной труб, а внутренняя, непосредственно или через внутреннюю трубу между пакерами, с уплотняющим гнездом, в которую спущен разделитель потока по разным полостям труб.The goal of
Вариант 4. Пакерная кабельная система включает в себя, по меньшей мере, один пакер с кабельным вводом, спускаемый в скважину между двумя пластами на колонне труб с кабельным глубинным устройством - электропогружным насосом.
Цель по варианту 4 достигается тем, что пакерная кабельная система оснащена выше пакера над электропогружным насосом сепаратором воды в виде центрифуги, состоящим из одной или из нескольких секций и обеспечивающим разделение потока жидкости, добываемого из нижнего продуктивного пласта, на нефть и воду с последующим направлением воды в верхний нагнетательный пласт, а нефти - к поверхности скважины.The goal of
Принципиальный вид пакерной кабельной системы по варианту 1-4 приводится на фигурах 1-13, а именно: на фиг.1 - основной узел пакера (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия) с кабельным вводом; на фиг.2 - разрез сечения «А-А» и «В-В» ствола пакера с продольным пазом наподобие ласточкиного хвоста для ввода кабеля; на фиг.3 - разрез сечения «Б-Б» пакера, выполненного на его стволе продольного прямоугольного паза для ввода и герметизации кабеля, в том числе с перепускным продольным каналом для флюида или газа; на фиг.4 - один из вариантов пакера механического действия с кабельным вводом, в том числе с перепускным продольным каналом для флюида или газа; на фиг.5 - общий вид пакерной кабельной системы в скважине; на фиг.6 и 7 - пакерная кабельная система с УЭЦН для эксплуатации двух пластов, соответственно, с возможностью регулирования режима и временного отсекания потока верхнего пласта; на фиг.8 - пакерная кабельная система с УЭЦН для эксплуатации нижнего пласта и струйным насосом для эксплуатации верхнего пласта при одновременной откачке газа нижнего пласта из подпакерной зоны; на фиг.9 - пакерная кабельная система с УЭЦН в скважине с негерметичным участком для эксплуатации пласта и струйным насосом для откачки газа из подпакерной зоны; на фиг.10 и 11 - пакерная кабельная система (двухтрубная) с УЭЦН в скважине с негерметичным участком для эксплуатации пласта с перепуском его газа из подпакерной зоны, соответственно, во внутреннюю или в наружную колонну труб; на фиг.12 - пакерная кабельная система с перепуском газа из нижней подпакерной зоны в затруб скважины выше верхнего пакера; на фиг.13 - пакерная кабельная система с УЭЦН и сепаратором воды для двух добывающего и нагнетательного пластов.The principal view of the packer cable system according to option 1-4 is shown in figures 1-13, namely: in Fig. 1, the main assembly of the packer (for example, mechanical, including support, hydromechanical, hydraulic, electrical, pulsed or combined action) with cable entry; figure 2 is a sectional view of "aa" and "bb" of the trunk of the packer with a longitudinal groove like a dovetail for cable entry; figure 3 is a sectional view of the cross-section "BB" of the packer, made on its trunk longitudinal rectangular groove for input and sealing of the cable, including with a bypass longitudinal channel for fluid or gas; figure 4 is one of the options for a mechanical action packer with cable entry, including with a bypass longitudinal channel for fluid or gas; figure 5 is a General view of the packer cable system in the well; Fig.6 and 7 - packer cable system with ESP for the operation of two layers, respectively, with the possibility of regulating the mode and temporarily cutting off the flow of the upper layer; on Fig - packer cable system with ESP for the operation of the lower reservoir and a jet pump for the operation of the upper reservoir while pumping gas of the lower reservoir from the sub-packer zone; figure 9 - packer cable system with ESP in the well with an unpressurized section for the operation of the reservoir and a jet pump for pumping gas from the sub-packer zone; Figures 10 and 11 show a packer cable system (two-pipe) with an ESP in a well with an unpressurized section for operating a formation with bypassing its gas from a sub-packer zone, respectively, into an internal or external pipe string; in Fig.12 - packer cable system with gas bypass from the lower sub-packer zone into the well annulus above the upper packer; on Fig - packer cable system with ESP and a water separator for two producing and injection layers.
Пакерная кабельная система в скважине (фиг.5-13) включает в себя один или несколько пакеров, приведенных на фигурах 1-4.The packer cable system in the well (FIGS. 5-13) includes one or more packers shown in FIGS. 1-4.
Пакер (фиг.1-4) состоит, по меньшей мере, из ствола 1 с неосевым 2 или осевым 3 (фиг.2, 3) проходным каналом и наружным продольным пазом 4 (фиг.2) и/или 5 (фиг.3) (снизу глухой - несквозной) для ввода и герметизации кабеля 6 и уплотнительных манжет 7 (фиг.1, 3, 4) (например, V-образных или прямоугольных), опорных (верхнего и нижнего) элементов 8 (фиг.1, 4), передающих нагрузку посадки пакера на уплотнительные манжеты 7 для их сжатия.The packer (Figs. 1-4) consists of at least a
Наружный продольный паз может быть выполнен по всей длине, в том числе на участках 9, 10 и 11 ствола 1 (фиг.1), соответственно, до, под и после уплотнительных манжет 7 наподобие ласточкиного хвоста 4 (фиг.2), исключающего возможность выхода кабеля 6 (фиг.1, 4) за пределы наружного диаметра ствола 1.An external longitudinal groove can be made along the entire length, including in
Наружный продольный паз, по меньшей мере, на участке 10 (фиг.1, 4) под уплотнительными манжетами 7 может быть выполнен в виде прямоугольного паза 5 (фиг.3). По всей наружной поверхности кабеля 6 в продольном пазе на участке 10 (фиг.1, 4) размещен герметизатор 12 (фиг.3) из эластичного материала.The outer longitudinal groove, at least in the area 10 (Figs. 1, 4) under the sealing
Сверху продольного паза на участке 10 (фиг.1, 4) может быть установлена и застопорена защитная скоба 13 (фиг.3) из твердого или мягкого материала.On top of the longitudinal groove in section 10 (Figs. 1, 4), a protective bracket 13 (Fig. 3) of hard or soft material can be installed and locked.
В качестве герметизатора 12 (фиг.3) могут быть использованы сплошная или разрезная (поперечно и/или продольно) полая резина или манжета или фторопласт, а также пена и прочие эластичные материалы.As the sealant 12 (figure 3) can be used solid or split (transversely and / or longitudinally) hollow rubber or cuff or fluoroplastic, as well as foam and other elastic materials.
Герметизатор 12 (фиг.3) может размещаться в продольном пазе ствола 1 на участке 10 (фиг.1, 4) под уплотнительными манжетами 7 после ввода через него кабеля 6 путем временного перемещения вверх и/или вниз каждой из уплотнительных манжет 7 (их может быть 2, 3 и больше) на участках 9, 10 и/или 11 ствола 1 собранного пакера после регулирования (отворачивания или вворачивания) хода верхнего и/или нижнего опорных элементов 8.The sealant 12 (Fig. 3) can be placed in the longitudinal groove of the
Конструкции продольного паза наподобие ласточкиного хвоста 4 (фиг.2), по меньшей мере, на участках 9 и 11 (фиг.1) ствола 1 выше и ниже уплотнительных манжет 7 облегчает ввод кабеля 6 (направляя его снизу вверх или сверху вниз) по продольному пазу, начиная от одного конца ствола 1 при собранном пакере (фиг.4), а также исключает возможность повреждения кабеля 7 и заклинивания узлов пакера при его срабатывании или освобождении в скважине.The design of the longitudinal groove like a dovetail 4 (figure 2), at least in
Использование скобы 13 (фиг.3) над продольным пазом 5 надежно герметизирует кабельный ввод 6 пакера в момент его посадки в скважине за счет передачи нагрузки сжатия уплотнительных манжет 7 частично на герметизатор 12 через скобу 13.The use of the bracket 13 (figure 3) over the
Кроме того, пакер сверху по стволу 1 может быть выполнен с двойными наружной 14 и внутренней 15 резьбами (фиг.4), между которыми расположен один (может быть и больше) перепускной продольный канал 16 (см. фиг.3, 4) для перетока среды - газа, газожидкостной смеси или жидкости в зависимости от условий эксплуатации скважины.In addition, the packer on top of the
Пакерная кабельная система состоит из одного 17 (фиг.5-13) или нескольких 17, 18 (фиг.5, 10, 12) и/или 19 (фиг.5) пакеров, выполненных либо с одним 20, или 21, или 22, либо несколькими 20 и 21 и/или 22 кабельными вводами. Они спускаются в скважину 23 (выше пласта и/или между пластами) на колонне труб 24 с одним 25 или несколькими 25 и 26 (может быть и больше) кабельными глубинными устройствами, например, в виде электропогружного насоса, клапана - отсекателя пластов, регулятора давления или расхода среды, штуцера и/или прибора, в частности для измерения давления, температуры, расхода, дебита и прочих.The packer cable system consists of one 17 (FIGS. 5-13) or several 17, 18 (FIGS. 5, 10, 12) and / or 19 (FIG. 5) packers made with either one 20, or 21, or 22 , or several 20 and 21 and / or 22 cable entries. They are lowered into the well 23 (above the formation and / or between the layers) on the
Между пластами (фиг.5-8) или между пластом и негерметичным интервалом (фиг.9-12) скважины 23 могут быть установлены один 17 (фиг.6-8) или два 17 и 18 (фиг.9-12) или более 17, 18 и 19 (фиг.5) пакеров. В частном случае могут быть выполнены нижний пакер 17 механического действия только с цельным стволом 1, оснащенным снизу заякоривающим элементом (под его манжетой) в виде «конус-плашки», а верхний пакер 18 - механического - опорного действия только со стволом, состоящим из двух телескопических взаимосвязанных частей. При этом между пакерами 17 и 18 может быть циркуляционный узел 27 (фиг.5), или без него (фиг.9-12), соответственно, либо для прямой опрессовки пакеров 17 и 18 через циркуляционный узел 27 при низких пластовых давлениях скважины 23 путем подачи воды в колонну труб 24, либо для повышения степени разобщения между собой двух полостей 28 и 29 скважины 23.Between the strata (Figs. 5-8) or between the stratum and the leaky interval (Figs. 9-12) of the well 23, one 17 (Figs. 6-8) or two 17 and 18 (Figs. 9-12) or more can be installed 17, 18 and 19 (Fig. 5) of packers. In a particular case, the
После спуска и монтажа пакерной кабельной системы в скважине 23 (фиг.5-13) устанавливают пакер 17 или пакера 17, 18 и/или 19. При этом сначала жестко фиксируют положение пакера в скважине 23, а затем деформируют - сжимают уплотнительные манжеты 7 (фиг.1, 3, 4) под механической нагрузкой (6-12 тонн), передаваемой на них через опорный элемент 8 путем ослабления и передачи полностью или частично веса от колонны труб 24. При этом с одной стороны уплотнительные манжеты 7 наружными поверхностями под нагрузкой упираются в ствол скважины 23 и герметично разобщают между собой две кольцевые полости 28 и 29 скважины 23, а с другой стороны они внутренними поверхностями дожимают герметизатор 12 (фиг.3) снаружи кабеля 6 в продольном пазе ствола 1, в частности через скобу 13 (фиг.3), и надежно герметизируют кабельный ввод 20, или 21, или 22 соответствующего пакера 17, или 18, или 19.After the descent and installation of the packer cable system in the well 23 (Figs. 5-13), a
Пакерная кабельная система по фиг.6-8 в скважине 23 с кабельным глубинным устройством 26 в виде электропогружного насоса (например, УЭЦН) применяется для одновременно-раздельного исследования и добычи (ОРД) флюида из двух пластов, а по фиг.9-12 в скважине 23 - для разобщения негерметичного интервала (или обводненного пласта) выше электропогружного насоса 26, чтобы исключить поступление извне воды в прием насоса 26. При этом пакер 17 с кабельным вводом 20 и продольным перепускным каналом 16, соответственно, устанавливается либо выше электропогружного насоса 26 между двумя эксплуатируемыми пластами, либо между негерметичным интервалом (участком) и пластом, или продуктивным и обводненным пластами скважины 23.The packer cable system of FIGS. 6-8 in a well 23 with a
В скважине 23 пакер 17 оснащен выше себя перепускной системой в виде посадочного опорного устройства 30 (фиг.6-12) с перепускными поперечными каналами 31 (фиг.6-8) или без них (фиг.9-12) и перепускного узла 32. Пакерная система (фиг.6-12) также оснащена уплотняющим гнездом 33, а пакер 17 сверху по стволу 1 выполнен с двойными наружной 14 и внутренней 15 резьбами (фиг.4). При этом соединены либо непосредственно, либо через муфту и/или трубы 34 наружная резьба 14 пакера 17 с посадочным опорным устройством 30, а внутренняя его резьба 15 с уплотняющим гнездом 33. По телу ствола 1 пакера 17 между наружной 14 и внутренней 15 резьбами расположены несколько или один перепускной продольный канал 16 (для перетока среды - газа, газожидкостной смеси или жидкости), гидравлически соединяющий пространство 28 под уплотнительными манжетами 7 пакера 17 с внутренней полостью 35 посадочного опорного устройства 30 за уплотняющим гнездом 33.In the well 23, the
В посадочном опорном устройстве 30 и уплотняющем гнезде 33 при монтаже, или запуске, или эксплуатации скважины 23 либо установлен с помощью внутренней колонны труб 36 перепускной узел 32 в виде разделителя двух потоков по разным полостям колонн труб 24 и 36 (фиг.10-12) для газа и жидкости, либо установлен перепускной узел 32 в виде съемной замковой полой наружной пробки (фиг.7, см. А (В.1) и А (В.2)) для пропуска через свой внутренний канал жидкости из пласта ниже электропогружного насоса 26 и временного отсекания движения потока среды через перепускной продольный канал 16 пакера 17 или через перепускные поперечные каналы 31 посадочного опорного устройство 30, либо установлен перепускной узел 32 в виде замкового полого наружного регулятора (фиг.6 и фиг.7, А (В.3)) для двух пластов с возможностью изменения его наружного диаметра 37 (фиг.6) для сужения и направления вниз снаружи регулятора потока жидкости верхнего пласта, либо размещен перепускной узел 32 в виде замкового струйного аппарата для добычи флюида из верхнего пласта с одновременной эжекцией газа нижнего пласта из подпакерной зоны 28 (фиг.8) или добычи флюида из пласта скважины (с негерметичным участком) под электропогружным насосом 26 с одновременной эжекцией газа из-под пакерной зоны 28 (фиг.9).When mounting, launching, or operating the well 23 in the landing support device 30 and the sealing socket 33, the bypass assembly 32 is installed using the internal pipe string 36 as a separator of two streams along different cavities of the pipe columns 24 and 36 (Figs. 10-12) for gas and liquid, or a bypass assembly 32 is installed in the form of a removable locking hollow outer tube (Fig. 7, see A (B.1) and A (B.2)) for passing through its internal channel fluid from the reservoir below the electric submersible pump 26 and temporary cutting off the movement of the medium flow through the bypass the lane channel 16 of the packer 17 either through the transverse cross channels 31 of the landing support device 30, or the bypass assembly 32 is installed in the form of a castle hollow external controller (Fig.6 and Fig.7, A (B.3)) for two layers with the possibility of changing it outer diameter 37 (FIG. 6) for narrowing and downward direction of the fluid flow regulator of the upper formation, or a bypass assembly 32 is placed in the form of a castle jet apparatus for producing fluid from the upper formation with simultaneous ejection of gas of the lower formation from the sub-packer zone 28 (FIG. 8 ) or until ychi fluid from the well formation (with leaking portion) for electrical submersible pump 26 with simultaneous ejection of the gas from under the packer zone 28 (Figure 9).
Пакерная кабельная система (фиг.4-12) оснащается, в частности, под стволом 1 пакера 17, 18 или 19, и/или между пакерами 17 и 18, и/или 18 и 19 шарнирным узлом 38 для удобности вращения и соединения между собой пакера (пакеров) и труб после ввода через них кабеля 6 (фиг.6-13) или кабелей 6 и 39 (фиг.5).The packer cable system (Figs. 4-12) is equipped, in particular, under the
В пакерной кабельной системе (фиг.12), по меньшей мере, нижний пакер 17 также сверху по стволу 1 выполнен с двойными наружным 14 и внутренним 15 резьбами (фиг.4), при этом соединены наружная резьба 14 пакера 17 через муфту 34 с колонной труб 24, а внутренняя 15 через внутреннюю трубу 36 с уплотняющим гнездом 33, размещенным ниже верхнего пакера 18, в которую спущен на внутренней трубе 36 разделитель потока газа и жидкости по разным полостям труб 24 и 36 между пакерами 17 и 18. По телу ствола 1 пакера 17 между наружной 14 и внутренней 15 резьбами есть, по меньшей мере, один перепускной продольный канал 16 для газа, гидравлически соединяющий пространство под манжетами пакера 17 с затрубом 29 скважины 23 выше верхнего пакера 18.In the packer cable system (Fig. 12), at least the
Пакер 17 с кабельным вводом 20 (фиг.13) может быть спущен в скважину 23 между добывающим и нагнетательным пластами на колонне труб 24 с кабельным глубинным устройством - электропогружным насосом 26 без или с обратным клапаном. При этом пакерная кабельная система оснащена выше электропогружного насоса 26 сепаратором воды в виде центрифуги 40, состоящим из одного или из нескольких секций и обеспечивающим разделение потока жидкости одного продуктивного пласта на нефть и воду с последующим направлением воды в другой нагнетательный пласт, а нефти - к поверхности скважины 23. Здесь над верхним пластом также может быть установлен пакер 18 с кабельным вводом. При этом пакерная кабельная система (фиг.13) включает в себя пакер 17 или пакера 17 и 18, спускаемые в скважину 23, между нагнетательным (например, верхним) и добывающим (например, нижним) пластами, на колонне труб 24 с кабельным глубинным устройством 26 в виде электропогружного насоса. Она оснащена выше электропогружного насоса 26 сепаратором воды в виде центрифуги 40.The
Пакерная кабельная система при ОРД двух пластов (фиг.6-8) спускается в скважину 23 сначала с перепускным узлом 32 в виде съемной замковой полой наружной пробки (фиг.7). После проверки на герметичность колонны труб 24, посадки пакера 17 и его опрессовки запускают в работу насос ЭЦН 26. При этом работает только нижний пласт, причем его дебит должен быть не менее 70% от общего по двум пластам. После отработки нижнего пласта проводится его исследование при 2-3 режимах в рабочей области напорной характеристики насоса ЭЦН 26, и по результатам получают давление на приеме насоса 26 по ТМС, дебит воды и нефти, на основе которых строят индикаторную кривую по нижнему пласту. После этого с помощью канатной техники извлекают перепускной узел 32 в виде съемной замковой полой наружной пробки и вместо нее в систему устанавливают либо перепускной узел 32 в виде регулятора, снаружи которого вниз в прием насоса 26 направляется флюид верхнего пласта через перепускной канал 16 пакера 17, либо перепускной узел 32 в виде струйного насоса для добычи флюида из верхнего пласта при одновременной откачке свободного газа нижнего пласта из подпакерной зоны 28. Затем после совместной отработки нижнего и верхнего пластов проводится исследование при совместной работе двух пластов и определяются параметры верхнего пласта.A packer cable system with an ARD of two layers (Fig.6-8) descends into the well 23 first with a
Перепускной узел 32 (фиг.7) для двух пластов может быть двойного назначения в виде пробки (см. А (В.2)) и регулятора (см. А (В.3)) как для отсекания верхнего пласта, так и для сообщения двух пластов. Например, перепускной узел 32 может быть выполнен с дополнительным свободным замком 41, чтобы в нижнем фиксированном положении (фиг.7, см. А (В.2)) он выполнял функции полой глухой пробки для перетока через ее полость насосом 26 добываемого флюида из нижнего и/или верхнего пластов, а в верхнем фиксированном (без замка 41) положении (фиг.7, см. А (В.2)) - в виде наружного регулятора для перетока жидкости верхнего пласта в прием насоса 26.The overflow unit 32 (Fig. 7) for two layers can be dual-purpose in the form of a plug (see A (B.2)) and a regulator (see A (B.3)) both for cutting off the upper layer and for communication two layers. For example, the
Пакерная кабельная система по фигуре 9-12 при работе не дает возможности поступления воды из негерметичного участка 29 в прием насоса ЭЦН 26. При этом накопленный свободный газ из подпакерной зоны 28 откачивается в колонну труб 24 с помощью перепускного узла 32 в виде съемного замкового струйного насоса. То есть при движении потока жидкости через насадки струйного насоса под давлением на выходе насоса ЭЦН 26 происходит разрежение и подсасывание газа из подпакерной зоны 28. Также на фигурах 9-12 пакер 17 и перепускной узел 32 в виде съемного замкового обратного клапана могут быть установлены выше насоса ЭЦН 26 на глубине, где давление газа подпакерной зоны 28 будет выше, чем давление в колонне труб 24 на той же глубине, чтобы обеспечить перепуск избыточного газа. Также перепускной узел 32 может быть в виде съемной замковой полой глухой пробки для изоляции канала 16 пакера 17 при опрессовке колонны труб 24, а также при запуске скважины 23 и/или эксплуатации пласта с высоким забойным давлением или низким газовом фактором и/или высокой обводненностью. При этом перепускной узел 32 можно извлечь в случае обработки призабойной зоны пласта или создания кислотной ванны для насоса ЭЦН 26 (если насос 26 оснащен обратным клапаном).The packer cable system according to figure 9-12 during operation does not allow water to enter from the
Пакерная кабельная система по фигуре 13 при работе ЭЦН 26 добывает флюид, например, из нижнего пласта и направляет в сепаратор воды 40 в виде центрифуги. При этом обеспечивается разделение потока жидкости нижнего продуктивного пласта на нефть и воду (см. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Стр.249, Госхимиздат, Москва, 1961), и в последующем направляет воду в верхний нагнетательный пласт, а нефть - к поверхности скважины 23.The packer cable system according to figure 13 during operation of the
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124631/03A RU2439297C1 (en) | 2010-06-15 | 2010-06-15 | Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010124631/03A RU2439297C1 (en) | 2010-06-15 | 2010-06-15 | Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439297C1 true RU2439297C1 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=45784113
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010124631/03A RU2439297C1 (en) | 2010-06-15 | 2010-06-15 | Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439297C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540369C2 (en) * | 2014-01-21 | 2015-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Packer with cable entry |
| RU168321U1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "СтройСпецКомплект Групп" | Cable duct plugging system |
-
2010
- 2010-06-15 RU RU2010124631/03A patent/RU2439297C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540369C2 (en) * | 2014-01-21 | 2015-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Packer with cable entry |
| RU168321U1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "СтройСпецКомплект Групп" | Cable duct plugging system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10459461B2 (en) | Mobile zipper unit | |
| EP0786578B1 (en) | Flow segregator for multi-drain well completion | |
| EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| CN103261577A (en) | Well completion | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| US9587463B2 (en) | Valve system | |
| US20120043088A1 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| US20030192697A1 (en) | Isolation container for a downhole electric pump | |
| CN106460470A (en) | Multilateral junction fitting for intelligent completion of well | |
| MX2014000947A (en) | System and method for production of reservoir fluids. | |
| CN104832143B (en) | Water injection well umbilical pipe full-horizon injection regulation device | |
| CN105587274A (en) | Concentric tube straddle downward return perforating, testing, liquid draining and modifying system and operation method | |
| CN103930646A (en) | Annular barrier system with flow lines | |
| CN105952378A (en) | Tree-shape structure well drilling and completion and yield increasing method | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| CA2891195C (en) | System and method for production of a primary fluid, such as oil, from an underground reservoir | |
| RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2439297C1 (en) | Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) | |
| RU2331758C2 (en) | Downhole packer system with pump (versions) | |
| US10267120B1 (en) | Formation interface assembly (FIA) | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180616 |