RU2464413C1 - Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) - Google Patents
Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464413C1 RU2464413C1 RU2011116088/03A RU2011116088A RU2464413C1 RU 2464413 C1 RU2464413 C1 RU 2464413C1 RU 2011116088/03 A RU2011116088/03 A RU 2011116088/03A RU 2011116088 A RU2011116088 A RU 2011116088A RU 2464413 C1 RU2464413 C1 RU 2464413C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- bypass
- rod
- packer
- pumping
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 30
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims description 14
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 14
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 11
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- 241000985665 Cecropia obtusifolia Species 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental Effects 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances data:image/svg+xml;base64,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 data:image/svg+xml;base64,PD94bWwgdmVyc2lvbj0nMS4wJyBlbmNvZGluZz0naXNvLTg4NTktMSc/Pgo8c3ZnIHZlcnNpb249JzEuMScgYmFzZVByb2ZpbGU9J2Z1bGwnCiAgICAgICAgICAgICAgeG1sbnM9J2h0dHA6Ly93d3cudzMub3JnLzIwMDAvc3ZnJwogICAgICAgICAgICAgICAgICAgICAgeG1sbnM6cmRraXQ9J2h0dHA6Ly93d3cucmRraXQub3JnL3htbCcKICAgICAgICAgICAgICAgICAgICAgIHhtbG5zOnhsaW5rPSdodHRwOi8vd3d3LnczLm9yZy8xOTk5L3hsaW5rJwogICAgICAgICAgICAgICAgICB4bWw6c3BhY2U9J3ByZXNlcnZlJwp3aWR0aD0nODVweCcgaGVpZ2h0PSc4NXB4JyB2aWV3Qm94PScwIDAgODUgODUnPgo8IS0tIEVORCBPRiBIRUFERVIgLS0+CjxyZWN0IHN0eWxlPSdvcGFjaXR5OjEuMDtmaWxsOiNGRkZGRkY7c3Ryb2tlOm5vbmUnIHdpZHRoPSc4NS4wJyBoZWlnaHQ9Jzg1LjAnIHg9JzAuMCcgeT0nMC4wJz4gPC9yZWN0Pgo8dGV4dCB4PScxMy4zJyB5PSc1My42JyBjbGFzcz0nYXRvbS0wJyBzdHlsZT0nZm9udC1zaXplOjIzcHg7Zm9udC1zdHlsZTpub3JtYWw7Zm9udC13ZWlnaHQ6bm9ybWFsO2ZpbGwtb3BhY2l0eToxO3N0cm9rZTpub25lO2ZvbnQtZmFtaWx5OnNhbnMtc2VyaWY7dGV4dC1hbmNob3I6c3RhcnQ7ZmlsbDojRTg0MjM1JyA+SDwvdGV4dD4KPHRleHQgeD0nMjguMicgeT0nNjIuOScgY2xhc3M9J2F0b20tMCcgc3R5bGU9J2ZvbnQtc2l6ZToxNXB4O2ZvbnQtc3R5bGU6bm9ybWFsO2ZvbnQtd2VpZ2h0Om5vcm1hbDtmaWxsLW9wYWNpdHk6MTtzdHJva2U6bm9uZTtmb250LWZhbWlseTpzYW5zLXNlcmlmO3RleHQtYW5jaG9yOnN0YXJ0O2ZpbGw6I0U4NDIzNScgPjI8L3RleHQ+Cjx0ZXh0IHg9JzM1LjAnIHk9JzUzLjYnIGNsYXNzPSdhdG9tLTAnIHN0eWxlPSdmb250LXNpemU6MjNweDtmb250LXN0eWxlOm5vcm1hbDtmb250LXdlaWdodDpub3JtYWw7ZmlsbC1vcGFjaXR5OjE7c3Ryb2tlOm5vbmU7Zm9udC1mYW1pbHk6c2Fucy1zZXJpZjt0ZXh0LWFuY2hvcjpzdGFydDtmaWxsOiNFODQyMzUnID5PPC90ZXh0Pgo8L3N2Zz4K O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для добычи нефти. Обеспечивает возможность транспортирования продукции каждого пласта на поверхность при помощи отдельных насосов, а также перепуска газа из подпакерного пространства, выделяющегося из нижнего пласта при добыче нефти. Отвод газа осуществляется через специальное устройство - перепускной клапан, устанавливаемый в пакере (по первому варианту), отделяющем продукцию верхнего и нижнего пластов, или в герметичном кожухе установки электроцентробежного насоса (по второму варианту). Продукция нижнего пласта отбирается электроцентробежным насосом и отводится через эксцентричную муфту по байпасной линии в узел смешения продукции, а пластовая жидкость верхнего пласта отбирается штанговым насосом, который может быть как вставной, так и трубный, и подается также в узел смешивания, откуда поступает по насосно-компрессорным трубам на поверхность.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units for oil production. Provides the ability to transport the products of each formation to the surface using separate pumps, as well as bypassing gas from the sub-packer space released from the lower formation during oil production. Gas is removed through a special device - a bypass valve installed in the packer (according to the first option), separating the products of the upper and lower layers, or in a sealed casing of the installation of an electric centrifugal pump (according to the second option). The products of the lower layer are selected by an electric centrifugal pump and discharged through an eccentric coupling bypass line to the product mixing unit, and the formation fluid of the upper layer is taken by a sucker rod pump, which can be either a plug-in pump or a pipe pump, and is also supplied to the mixing unit, from where it is pumped compressor pipes to the surface.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (пат. РФ №2291953, приор. 13.05.2005 г., опубл. 10.01.2007 г.). Установка содержит 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. Согласно изобретению нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик. Хвостовик 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. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом. Этот кожух 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. Прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством.Known pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in the well (US Pat. RF No. 2291953, prior. 13.05.2005, publ. 10.01.2007). The installation comprises 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 casings, the pump for pumping out the products of the lower layer being made electric submersible. According to the invention, the lower casing of the electric submersible pump is equipped with a cable sealing unit and is communicated from below with a sub-packer space through a shank. The liner above the packer is equipped with a bypass device that is able to provide hydraulic communication between the above-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the pressure of operation of the bypass device in the well is reached. The output of the electric submersible pump is in communication with the upper casing. This casing is connected to the column of elevator pipes from above and is provided with a side channel. In this case, the upper pump is a rod pump, the rod string of which is hollow and hermetically connected to the plunger of the rod pump. The intake of this pump via the side channel is communicated with the over-packer space.
Известна компоновка подземного оборудования (пат. РФ №2385409, приор. 13.05.2008 г.), состоящая из колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом.The layout of underground equipment is known (Pat. RF No. 2385409, prior. May 13, 2008), consisting of a pipe string equipped with at least one packer for disconnecting objects with or without a disconnector-connector, an electric drive pump without or with a casing equipped with an input module, a power cable, a submersible electric motor without or with a submersible telemetry unit, a shank and at least one controlled electric valve with a shut-off element.
Известна насосная установка (пат. РФ №2405925, приор. 24.08.2009 г., опубл. 10.12.2010 г.). Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов содержит 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. 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. Патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, снабжен дополнительным обратным клапаном. Плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха.Known pumping unit (US Pat. RF No. 2405925, prior. 08/24/2009, publ. 10.12.2010). A downhole pump installation for simultaneous separate operation of two layers contains a column of elevator pipes, a cable, a packer installed between the layers, a transfer device, an upper enclosed in a casing, a plunger with a column of rods and a lower pump connected to the under-packer space, pumps for pumping products, electric submersible with an electric motor corresponding layers, cable sealing assembly. The output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is connected from above to the column of elevator pipes and is equipped with a side channel that communicates the inlet of the upper pump with an over-packer space. The pipe, which communicates the output of the lower pump with a column of elevator pipes, is equipped with an additional non-return valve. 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.
Наиболее близкими к предлагаемому изобретению (прототипы) является:Closest to the proposed invention (prototypes) is:
1) скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации, содержащая пакер, кожух, погружной электродвигатель, датчик давления, входной узел, центробежный насос, штанговый глубинный насос и коллектор (журнал «Инженерная практика» №1/2010 г., стр.30; http://glavteh.ru/files/InPraktika120104Gabdulov.pdf):,1) a borehole pumping unit for simultaneous and separate operation, containing a packer, casing, submersible motor, pressure sensor, inlet assembly, centrifugal pump, sucker-rod pump and manifold (Engineering Practice No. 1/2010, p. 30; http://glavteh.ru/files/InPraktika120104Gabdulov.pdf) :,
2) скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации, содержащая штанговый глубинный насос, смеситель скважинной жидкости, пакер с кабельным вводом, электроцентробежный насос, устройство сливное и клапан обратный (журнал «Инженерная практика» №1/2010 г., стр.44, 45; http://glavteh.ru/files/InPraktika120106Atnabaev.pdf).2) a borehole pump installation for simultaneous and separate operation, comprising a sucker-rod pump, a borehole fluid mixer, a cable entry packer, an electric centrifugal pump, a drain device and a check valve (Engineering Practice No. 1/2010, p. 44, 45; http://glavteh.ru/files/InPraktika120106Atnabaev.pdf).
Недостатком вышеперечисленных скважинных насосных установок является следующее. При установке пакера в скважинных установках возникает опасность скопления критического количества газа в подпакерном пространстве. Свободный газ, выделяющийся в скважине из пластовой жидкости, накапливается в затрубном пространстве подпакерного интервала, оказывает вредное влияние на работу насосного оборудования, нередко приводя к срыву подачи.The disadvantage of the above downhole pumping units is the following. When installing the packer in downhole installations, there is a danger of accumulation of a critical amount of gas in the under-packer space. Free gas released in the well from the reservoir fluid accumulates in the annulus of the under-packer interval, which has a detrimental effect on the operation of pumping equipment, often leading to a disruption in supply.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является повышение эффективности добычи нефти из двух пластов одной скважиной на многопластовом месторождении с обеспечением перепуска газа, выделяющегося из нижнего пласта при добыче флюида, скапливающегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу насосного оборудования.The problem solved by the present invention is to increase the efficiency of oil production from two reservoirs by one well in a multilayer field with bypass gas released from the lower reservoir during the production of fluid that accumulates in the sub-packer zone and negatively affects the operation of pumping equipment.
Указанная задача решается за счет того, что скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (по первому варианту) содержит установленные на НКТ клапаны перепускные, расположенные ниже и выше отверстий нижнего интервала перфорации в эксплуатационной колонне, над пакером разъединительное устройство, герметичный кожух, в котором размещен погружной элекродвигатель и электроцентробежный насос, оснащенный узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, над герметичным кожухом установлены разъединительное устройство, обратный, сливной клапаны, эксцентричная муфта, которая соединяется при помощи патрубка с глухим переводником, клапаном перепускным, выше которого располагается штанговый насос, который может быть как трубным, так и вставным, над штанговым насосом узел смешения продукции (УСП), причем эксцентричная муфта и УСП гидравлически связаны байпасной линией. Отличительной особенностью установки по первому варианту является сборка оборудования в определенной последовательности для получения технического результата, а также наличие герметичного силового кожуха с узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, способного передавать нагрузку на нижерасположенное оборудование, а следовательно, позволяющее устанавливать скважинную насосную установку, содержащую электроцентробежный насос с погружным элекродвигателем, ниже которого необходимо установить пакер, за одну спуско-подъемную операцию.This problem is solved due to the fact that the downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers (according to the first embodiment) contains bypass valves installed on the tubing, located below and above the holes of the lower perforation interval in the production string, above the packer a disconnecting device, an airtight casing, in which a submersible electric motor and an electric centrifugal pump, equipped with a cable sealing unit and a bypass device, are located, connectors are installed over the hermetic casing a wearable device, a check valve, a drain valve, an eccentric coupling, which is connected by means of a pipe to a blind sub, a bypass valve, above which there is a sucker rod pump, which can be either a pipe or plug-in one, a product mixing unit (USP) above the sucker pump, and the eccentric coupling and the USP are hydraulically connected by the bypass line. A distinctive feature of the installation according to the first embodiment is the assembly of the equipment in a certain sequence to obtain a technical result, as well as the presence of a sealed power casing with a cable sealing unit and a bypass device that can transfer the load to the downstream equipment, and therefore, allows you to install a borehole pump installation containing an electric centrifugal pump with a submersible electric motor, below which it is necessary to install a packer, in one round trip th operation.
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (по второму варианту) содержит электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, обратный и сливной клапаны, пакер, оснащенный узлом герметизации кабеля и перепускным устройством, разъединительное устройство, эксцентричную муфту, которая соединяется при помощи патрубка с глухим переводником, клапаном перепускным, выше которого располагается штанговый насос, который может быть как трубным, так и вставным, над штанговым насосом узел смешения продукции (УСП), причем эксцентричная муфта и УСП гидравлически связаны байпасной линией. Новизна данной установки заключается в компоновке известного оборудования и узлов в определенной последовательности для получения технического результата.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers (according to the second embodiment) contains an electric centrifugal pump with a submersible electric motor, a check and drain valve, a packer equipped with a cable sealing unit and a bypass device, a disconnecting device, an eccentric coupling, which is connected by means of a nozzle to a blind a sub, a bypass valve, above which is located a sucker rod pump, which can be either a pipe or a plug-in one, a mixing unit, above the sucker rod pump induction (USP), where USP eccentric clutch and hydraulically connected with a bypass line. The novelty of this installation is the layout of known equipment and components in a certain sequence to obtain a technical result.
Заявляемая скважинная насосная установка (варианты) решает актуальную проблему разработки надежной схемы вывода газа из-под пакера при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.The inventive borehole pumping unit (options) solves the urgent problem of developing a reliable scheme for gas removal from under the packer during simultaneous and separate operation of two layers.
На фиг.1 схематически представлена скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (первый вариант).Figure 1 schematically shows a borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers (the first option).
На фиг.2 схематически представлена скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (второй вариант).Figure 2 schematically shows a borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers (second option).
Оборудование скважинной насосной установки (фиг.1) установлено в эксплуатационной скважине 1 на колонне труб 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний клапан перепускной 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом 5), верхний клапан перепускной 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом 5), пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, разъединительное устройство 9, электроцентробежный насос 10 с погружным электродвигателем 11, заключенные в герметичный кожух 12 (например КГЭ, выпускаемый ООО НПФ «Пакер», г.Октябрьский). Энергия к погружному электродвигателю 11 подается по силовому кабелю 13. Кожух 12 имеет перепускное устройство 14 для перепуска газа и узел герметизации кабеля 15, а также он является силовым, т.е. через него можно передавать нагрузку на нижерасположенное оборудование, например для установки пакера 7. Над кожухом 12 установлен разъединитель колонны 16, обратный 17, сливной 18 клапаны, над которыми расположена эксцентричная муфта 19 в виде тройника. Эксцентричная муфта 19 в нижней части соединена патрубком со сливным клапаном 18, в верхней части - с глухим переводником 20 и байпасной линией 21, это может быть насосно-компрессорная труба (например, НКТ ⌀ 48 мм). Выше глухого переводника 20 установлен клапан перепускной 22, штанговый насос 23 с колонной штанг (на фиг.1 не показана), узел смешения продукции 24. Байпасная линия 21 соединяет эксцентричную муфту 19 и узел смешения продукции 24. Штанговый насос 23 может быть выполнен как вставным, так и трубным.The equipment of the downhole pumping unit (Fig. 1) is installed in the production well 1 on the pipe string 2 with a plug 3 in the following sequence: the lower bypass valve 4 located under the holes of the lower perforation interval (under the lower reservoir 5), the upper bypass valve 6, located above the holes of the lower perforation interval (above the lower reservoir 5), a packer 7, uncoupling the lower reservoir 5 from the upper reservoir 8, a disconnecting device 9, an electric centrifugal axes 10 Submersible motor 11 enclosed in a sealed casing 12 (e.g. CGE discharged NPF "Packer" g.Oktyabrsky). Energy is supplied to the submersible motor 11 via a power cable 13. The casing 12 has a bypass device 14 for bypassing gas and a cable sealing unit 15, and it is also a power unit, i.e. through it, it is possible to transfer the load to the downstream equipment, for example, for installing the packer 7. Above the casing 12, a disconnector of the column 16, a return 17, a drain 18 valves, over which an eccentric coupling 19 in the form of a tee is located, is installed. The eccentric coupling 19 in the lower part is connected by a pipe with a drain valve 18, in the upper part - with a blind sub 20 and bypass line 21, this can be a tubing (for example, tubing ⌀ 48 mm). Above the blind sub 20, a bypass valve 22 is installed, a sucker-rod pump 23 with a rod string (not shown in FIG. 1), a product mixing unit 24. A bypass line 21 connects the eccentric coupling 19 and the product mixing unit 24. The sucker-rod pump 23 can be implemented as a plug-in and trumpet.
Оборудование скважинной насосной установки (фиг.2) установлено в эксплуатационной скважине 1 на колонне труб 2 в следующей последовательности: погружной электродвигатель 11, к которому подводится энергия с поверхности по кабелю 13, электроцентробежный насос 10, обратный клапан 17, сливной клапан 18, пакер 25, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8 и имеющий узел герметизации кабеля 26, и перепускное устройство 27, разъединительное устройство 28. Над разъединителем колонны 28 установлена эксцентричная муфта 19 в виде тройника. Эксцентричная муфта 19 в нижней части соединена патрубком (или колонной насосно-компрессорных труб) с разъединителем 28, в верхней части с глухим переводником 20 и байпасной линией 21, это может быть насосно-компрессорная труба (например, НКТ ⌀ 48 мм). Выше глухого переводника 20 установлен клапан перепускной 22, штанговый насос 23 с колонной штанг (на фиг.1 не показана), узел смешения продукции 24. Байпасная линия 21 соединяет эксцентричную муфту 19 и узел смешения продукции 24. Штанговый насос 23 может быть выполнен как вставным, так и трубным.The equipment of the downhole pumping unit (Fig. 2) is installed in the production well 1 on the pipe string 2 in the following sequence: a submersible motor 11 to which energy is supplied from the surface via cable 13, an electric centrifugal pump 10, a check valve 17, a drain valve 18, a packer 25 disconnecting the lower reservoir 5 from the upper reservoir 8 and having a cable sealing assembly 26, and a bypass device 27, a disconnecting device 28. An eccentric coupling 19 is installed above the disconnector of the column 28 e tee. The eccentric coupling 19 in the lower part is connected by a pipe (or tubing string) to a disconnector 28, in the upper part with a blind adapter 20 and bypass line 21, this can be a tubing (for example, tubing ⌀ 48 mm). Above the blind sub 20, a bypass valve 22 is installed, a sucker-rod pump 23 with a rod string (not shown in FIG. 1), a product mixing unit 24. A bypass line 21 connects the eccentric coupling 19 and the product mixing unit 24. The sucker-rod pump 23 can be implemented as a plug-in and trumpet.
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.
В зависимости от производительности и глубины залегания пластов 5 и 8 подбирают насосы 10 и 23. Установку собирают последовательно согласно схеме (фиг.1, фиг.2) и спускают в скважину 1.Depending on the productivity and depth of the beds 5 and 8, pumps 10 and 23 are selected. The installation is collected sequentially according to the scheme (Fig. 1, Fig. 2) and lowered into the well 1.
По первому варианту установка спускается на колонне труб 2 до размещения клапанов перепускных 4 и 6 под и над интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1 нижнего продуктивного пласта 5, а пакера 7 между пластами 5 и 8. Пакер 7 приводят в рабочее положение известным способом, тем самым разобщив верхний 5 и нижний 8 продуктивные пласты. Далее спускается колонна штанг (на фиг.1 не показана) с плунжером трубного насоса 23 или вставным насосом 23 известным способом. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг.1 не показана) с герметизацией выхода кабеля и возможностью продольного перемещения колонны штанг. Колонну штанг присоединяют к приводу, а кабель 13 к станции управления погружным электродвигателем (на фиг.1 не показано).According to the first embodiment, the installation descends on the pipe string 2 until the bypass valves 4 and 6 are placed below and above the perforation interval of the production string 1 of the lower productive formation 5, and the packer 7 between the layers 5 and 8. The packer 7 is brought into operation in a known manner, thereby disconnecting upper 5 and lower 8 reservoirs. Next, the rod string (not shown in FIG. 1) descends with the plunger of the tube pump 23 or the plug-in pump 23 in a known manner. After that, the mouth is equipped with wellhead fittings (not shown in Fig. 1) with sealing of the cable outlet and the possibility of longitudinal movement of the rod string. The rod string is connected to the drive, and the cable 13 to the submersible motor control station (not shown in FIG. 1).
По второму варианту установка собирается последовательно по схеме (фиг.2), при этом кабель 13 пропускают через узел герметизации 26 пакера 25 с последующей изоляцией известным способом. Установку в сборе без плунжера штангового насоса 23 или без самого насоса (если подобран вставной насос 23) спускают на колонне насосно-компрессорных труб 2 до размещения пакера 25 между пластами 5 и 8. Для установки пакера 25 в колонне 2 создается давление, затем установку разгружают на пакер 25, дополнительно сжимая резиновые элементы и заклинивая якорь. После пакеровки спускают колонну штанг со вставным штанговым насосом или плунжер трубного насоса. Затем устье оснащают устьевой арматурой так же как и по первому варианту.In the second embodiment, the installation is assembled sequentially according to the scheme (figure 2), while the cable 13 is passed through the sealing unit 26 of the packer 25, followed by isolation in a known manner. The assembly without the plunger of the rod pump 23 or without the pump itself (if the plug-in pump 23 is selected) is lowered on the tubing string 2 until the packer 25 is placed between layers 5 and 8. To install the packer 25 in the string 2, pressure is created, then the unit is unloaded on the packer 25, additionally compressing the rubber elements and jamming the anchor. After packing, the rod string with the plug-in sucker rod pump or the tube pump plunger is lowered. Then the mouth is equipped with wellhead fittings as in the first embodiment.
По кабелю 13 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 11, вращающий ротор насоса 10, откачивающего продукцию нижнего пласта. Приводится в действие привод штангового насоса 23, поднимающий на поверхность продукцию верхнего пласта.The cable 13 is supplied with voltage, under the action of which the electric motor 11 is driven, which rotates the rotor of the pump 10, pumping the products of the lower layer. The actuator of the sucker rod pump 23 is driven, lifting the products of the upper layer to the surface.
В результате работы насоса 10 продукция нижнего пласта 5 поступает через перепускные клапаны 4 и 6 (по первому варианту) по гидравлическому каналу в пакере 7 и разъединителе 9 в кожух 12 (фиг.1). При этом за счет естественной сепарации из скважинной жидкости нижнего пласта выделяется газ, который скапливается под пакером, оттесняя скважинную жидкость вниз. Между объемом свободного газа и воды в свободной фазе накапливается углеводородная составляющая скважинной жидкости. При достижении заданного давления клапаны открываются и скважинная жидкость и газ через перепускные клапаны 4 и 6 поступают в НКТ и по ним далее на прием электроцентробежного насоса 10. Таким образом происходит перепуск газа из затрубного подпакерного пространства скважины в колонну НКТ. Далее по гидравлическому каналу через пакер 7, разъединитель 9 пластовая газожидкостная смесь поступает в герметичный силовой кожух 12, откуда жидкость отбирается насосом 10, а газ отводится из верхней части кожуха 12 при помощи перепускного устройства в межтрубное пространство. Жидкость из нижнего продуктивного пласта 5, отбираемая насосом 10 через байпасную линию 21 поступает в узел смешения продукции 24. Пластовая жидкость из верхнего продуктивного пласта 8 через перепускной клапан 22 поступает на прием штангового насоса 23 в узел смешивания продукции 24, где смешивается с продукцией нижнего пласта и поднимается на поверхность по колонне труб 2. При необходимости смены насосов имеется возможность разъединения скважинной насосной установки при помощи разъединительного устройства 9 без извлечения пакера 7 и нижерасположенного оборудования (перепускные клапаны 4, 6, заглушка 3).As a result of the operation of the pump 10, the products of the lower layer 5 enter through the bypass valves 4 and 6 (according to the first embodiment) through the hydraulic channel in the packer 7 and the disconnector 9 into the casing 12 (Fig. 1). In this case, due to natural separation from the borehole fluid of the lower layer, gas is released, which accumulates under the packer, forcing the borehole fluid down. Between the volume of free gas and water in the free phase, the hydrocarbon component of the well fluid accumulates. When the set pressure is reached, the valves open and the borehole fluid and gas through the bypass valves 4 and 6 enter the tubing and through them then to receive the electric centrifugal pump 10. Thus, the gas is bypassed from the annular sub-packer space of the well into the tubing string. Then, through the hydraulic channel through the packer 7, the disconnector 9, the reservoir gas-liquid mixture enters the sealed power casing 12, from where the liquid is taken by the pump 10, and the gas is removed from the upper part of the casing 12 with the bypass device into the annular space. The fluid from the lower reservoir 5, taken by the pump 10 through the bypass line 21 enters the product mixing unit 24. The reservoir fluid from the upper reservoir 8 through the bypass valve 22 is received by the sucker rod pump 23 into the product mixing unit 24, where it is mixed with the products of the lower formation and rises to the surface along the string of pipes 2. If it is necessary to change the pumps, it is possible to disconnect the borehole pumping unit using a disconnecting device 9 without removing the packer 7 and lower installed equipment (bypass valves 4, 6, plug 3).
При работе скважинной насосной установки (по второму варианту) газ, скапливающийся под пакером 25, отводится при помощи перепускного устройства 27 в межтрубное надпакерное пространство. Продукция нижнего продуктивного пласта откачивается электроцентробежным насосом 10 и по гидравлического герметичному каналу через обратный 17, сливной 18 клапаны, пакер 25, разъединитель 28, эксцентричную муфту 19, байпасную линию 21 попадает в узел смешения продукции 24. Продукция верхнего продуктивного пласта 8 через клапан перепускной 22 отбирается штанговым насосом 23 и также поступает в узел 24, откуда, смешиваясь с продукцией нижнего продуктивного пласта 5, поступает по колонне насосно-компрессорных труб 2 на поверхность.During the operation of the downhole pumping unit (according to the second embodiment), gas accumulating under the packer 25 is discharged by the bypass device 27 into the annular annular space. The products of the lower reservoir are pumped out by the electric centrifugal pump 10 and through the hydraulic sealed channel through the return 17, drain 18 valves, packer 25, disconnector 28, the eccentric coupling 19, the bypass line 21 enters the mixing unit of the product 24. The products of the upper reservoir 8 through the bypass valve 22 selected by a rod pump 23 and also enters the site 24, where, mixing with the products of the lower reservoir 5, it enters the surface of the tubing string 2.
Предложенная конструкция скважинной насосной установки (варианты) обеспечивает возможность перепуска газа, выделяющегося из нижнего пласта при добыче флюида, скапливающегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу насосного оборудования, тем самым повышается эффективность добычи нефти из двух пластов одной скважиной на многопластовом месторождении.The proposed design of a downhole pumping unit (options) provides the possibility of bypassing gas released from the lower reservoir during the production of fluid that accumulates in the sub-packer zone and negatively affects the operation of pumping equipment, thereby increasing the efficiency of oil production from two reservoirs by one well in a multi-reservoir field.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011116088/03A RU2464413C1 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011116088/03A RU2464413C1 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2464413C1 true RU2464413C1 (en) | 2012-10-20 |
Family
ID=47145442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011116088/03A RU2464413C1 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2464413C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2520556C2 (en) * | 2012-10-15 | 2014-06-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Pump unit bypass system |
| WO2020231536A1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | An esp string protection apparatus |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU156127A1 (en) * | ||||
| RU2132455C1 (en) * | 1997-05-15 | 1999-06-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" АО "Татнефть" | Method and pumping unit for injecting water into injection well |
| US6325143B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-12-04 | Camco International, Inc. | Dual electric submergible pumping system installation to simultaneously move fluid with respect to two or more subterranean zones |
| RU2291953C1 (en) * | 2005-05-13 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
| RU2405925C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
-
2011
- 2011-04-22 RU RU2011116088/03A patent/RU2464413C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU156127A1 (en) * | ||||
| RU2132455C1 (en) * | 1997-05-15 | 1999-06-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" АО "Татнефть" | Method and pumping unit for injecting water into injection well |
| US6325143B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-12-04 | Camco International, Inc. | Dual electric submergible pumping system installation to simultaneously move fluid with respect to two or more subterranean zones |
| RU2291953C1 (en) * | 2005-05-13 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
| RU2405925C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| МАКСУТОВ Р.А. и др. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1974, с.80, рис.47. * |
| Производственно-технический нефтегазовый журнал Инженерная практика, 2010, №1, с.30. Производственно-технический нефтегазовый журнал "Инженерная практика", 2010, №1, с.44-45. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520556C2 (en) * | 2012-10-15 | 2014-06-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Pump unit bypass system |
| 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 |
| WO2020231536A1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | An esp string protection apparatus |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| AU2011200165B2 (en) | Apparatus and Method for Recovering Fluids From a Well and/or Injecting Fluids into a Well | |
| US5730871A (en) | Downhole fluid separation system | |
| CA2665035C (en) | A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water | |
| CN104024564A (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
| EP2198120B1 (en) | Pumping module and system | |
| US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
| RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| CA3016561C (en) | Bottom hole assembly for configuring between artificial lift systems | |
| RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
| CN101903617B (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| US10947831B2 (en) | Fluid driven commingling system for oil and gas applications | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
| CN103362490A (en) | Production-injection device for downhole oil-water separation | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2369730C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two beds in well | |
| RU109209U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
| RU2339798C2 (en) | Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions) | |
| RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
| RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well |