RU2498053C1

RU2498053C1 - Garipov method of simultaneous separate production of hydrocarbons and equipment for its implementation

Info

Publication number: RU2498053C1
Application number: RU2012119569/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Марсович Гарипов
Original assignee: Олег Марсович Гарипов; ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии"
Priority date: 2012-05-11
Filing date: 2012-05-11
Publication date: 2013-11-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes running-in of submersible pump at tubing string, installation of one or several packers upwards submersible pump, installation and operation of bypass system with regulator and insert though which formation fluid can pass, extraction of formation fluid can be made and change in mode of formation fluid extraction can be performed. At that regulator is installed so that it can move in space between insert and packer mandrel and/or tubing string. Axial channel of the insert is disconnected hermetically from space between the insert and mandrel and/or tubing. Change in modes of formation fluid extraction is made at continuous operation of oil-well equipment. Extraction of formation fluid is made through axial channel of the insert with subsequent delivery through tubing string.

EFFECT: increasing efficiency of formation fluid production due to reduction of hydraulic loss by direct upward flow of formation fluid from submersible pump and providing continuous operation of the equipment at change in mode of formation fluid extraction.

17 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважинами с электропогружным насосом.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate development of several production facilities by wells with an electric submersible pump.

Известна скважинная установка, для одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, содержащая спущенное и установленное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее из насоса и погружного электродвигателя с силовым кабелем и, по меньшей мере, одного пакера, размещенного выше насоса и Способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, по меньшей мере, одного пакера и отбор пластового флюида через НКТ. (Патент РФ №2300668, F04D 13/10, оп. 10.06.2007 г.).A well-known well installation, for simultaneous and separate operation of one or several layers, comprising a pumping device deflated and installed in a well on a pipe string, consisting of a pump and a submersible electric motor with a power cable and at least one packer located above the pump and Method, including the descent into the well at the tubing of a submersible pump, the installation of at least one packer above the intake of the submersible pump, and the selection of formation fluid through the tubing. (RF patent No. 2300668, F04D 13/10, op. 10.06.2007).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является отсутствие возможности периодического отсекания и регулирования объема перепускаемого флюида через пакер без подъема всей компоновки. Технические решения ограничены в применении и предназначены только для перепуска газа, флюида из подпакерного пространства.The disadvantage of the above method and installation is the inability to periodically cut off and regulate the volume of bypassed fluid through the packer without lifting the entire layout. Technical solutions are limited in application and are intended only for bypassing gas, fluid from the under-packer space.

Наиболее близким техническим решением является скважинная установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов, содержащая погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которая расположена выше и ниже уплотнительного элемента, перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и погружным насосом и способ, включающий спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида, по меньшей мере, из одного пласта и смену режима отбора пластового флюида (Патент РФ №2365744, F04D 13/10, оп. 10.06.2007 г., прототип).The closest technical solution is a downhole installation for simultaneous and separate hydrocarbon production, containing a submersible pump lowered into the well on the tubing, one or more packers with a barrel and a sealing element located above the submersible pump intake, an overflow system with a regulator, an insert and overflow holes, which is located above and below the sealing element, the bypass holes are hydraulically connected to each other and the submersible pump and a method that includes the descent into the well on the tubing a submersible pump, installation above the submersible pump intake, one or more packers, installation and operation of a transfer system with a regulator and an insert configured to hydraulically communicate formation fluid through itself, select formation fluid from at least one formation and change the mode of formation selection fluid (RF Patent No. 2365744, F04D 13/10, op. 10.06.2007, prototype).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является необходимость периодического извлечения и замены регулятора. Процесс извлечения регулятора и установки нового регулятора требует много времени, в течение которого открывается сообщение трубного и затрубного пространств, что не обеспечивает надежность учета дебита и контроля добычи пластового флюида. Кроме этого при смене регулятора приходится отключать насос, что приводит к значительным потерям добываемого флюида и нарушает непрерывность измерения уровня или давления и дебита.The disadvantage of the above method and installation is the need for periodic removal and replacement of the regulator. The process of extracting the regulator and installing a new regulator requires a lot of time, during which the communication of the pipe and annular spaces opens, which does not ensure the reliability of accounting for flow rate and control of production of formation fluid. In addition, when changing the regulator, it is necessary to turn off the pump, which leads to significant losses in the produced fluid and disrupts the continuity of level or pressure and flow rate measurements.

Предлагаемые нами технические решения устраняют вышеперечисленные недостатки и повышают эффективность добычи пластового флюида за счет снижения гидравлических потерь посредством прямоточного восходящего потока пластового флюида с погружного насоса и обеспечения непрерывной работы установки при смене режима отбора пластового флюида. Кроме того, установка позволяет производить непрерывное измерение давления пластового флюида и учет дебита эксплуатируемых пластов при изменении режима совместной или раздельной эксплуатации пластов.Our technical solutions eliminate the above-mentioned drawbacks and increase the efficiency of reservoir fluid production by reducing hydraulic losses through a straight-through upward flow of reservoir fluid from a submersible pump and ensuring continuous operation of the installation when changing the mode of reservoir fluid selection. In addition, the installation allows for continuous measurement of the pressure of the reservoir fluid and accounting for the flow rate of exploited reservoirs when changing the mode of joint or separate reservoir exploitation.

Поставленная цель достигается тем, что Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов включает спуск в скважину на НКТ погружного насоса, установку выше приема погружного насоса, одного или несколько пакеров, установку и эксплуатацию перепускной системы с регулятором и вставкой, выполненной с возможностью гидравлического сообщения через себя пластового флюида, отбор пластового флюида и смену режима отбора пластового флюида, при этом регулятор устанавливают с возможностью перемещения в пространстве между вставкой и стволом пакера и/или НКТ, герметично разобщают осевой канал вставки от пространства между вставкой и стволом и/или НКТ, смену режимов отбора пластового флюида осуществляют при непрерывной эксплуатации скважинной установки, а отбор пластового флюида осуществляют по осевому каналу вставки с последующей подачей по НКТ.This goal is achieved in that the Method for simultaneous and separate hydrocarbon production includes lowering a submersible pump into a well on a tubing, installing one or more packers above a submersible pump, installing and operating a bypass system with a regulator and an insert that is capable of hydraulically communicating with the reservoir fluid, the selection of reservoir fluid and changing the mode of selection of reservoir fluid, while the regulator is installed with the ability to move in the space between the insert and the barrel pack and / or tubing, hermetically disconnect the axial channel of the insert from the space between the insert and the barrel and / or tubing, the regime of formation fluid selection is carried out during continuous operation of the well installation, and the selection of reservoir fluid is carried out along the axial channel of the insert with subsequent supply through the tubing.

Установка для реализации способа включает погружной насос, спущенный в скважину на НКТ, один или несколько пакеров со стволом и уплотнительным элементом, размещенным выше приема погружного насоса, перепускную систему с регулятором, вставкой и перепускными отверстиями, которые расположены выше и ниже уплотнительного элемента и гидравлически связаны между собой и погружным насосом, перепускная система дополнительно снабжена одним или несколькими герметизирующими разделительными элементами, расположенными выше погружного насоса и ниже уплотнительного элемента пакера или нижнего пакера в пространстве между вставкой и стволом и/или НКТ, перепускные отверстия выполнены в НКТ и/или в стволе, при этом, по меньшей мере, одно перепускное отверстие расположено выше уплотнительного элемента пакера или верхнего пакера и, по меньшей мере, одно перепускное отверстие расположено выше герметизирующего разделительного элемента и ниже уплотнительного элемента пакера или нижнего пакера, а регулятор установлен в верхней части вставки в пространстве между вставкой и стволом и/или НКТ и выполнен с возможностью перемещения и герметичного перекрытия перепускных отверстий или перепускного отверстия, установка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, срезными элементами, расположенными на НКТ и/или вставке, центратором, расположенным на НКТ или вставке, протектором, расположенным на НКТ, посадочным местом или скважинной камерой, расположенной на НКТ, штуцером, расположенным в перепускном отверстии, отверстием для глушения, расположенным в НКТ, устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере, при этом вставка представляет собой участок трубы или разъединительное устройство, регулятор выполнен с захватной головкой и, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием, регулятор выполнен с захватным выступом или захватной проточкой, регулятор выполнен из герметизирующего материала или регулятор выполнен с герметизирующим покрытием или, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом герметизирующее покрытие представляет собой прорезиненный материал, герметизирующий элемент представляет собой резиновую манжету, герметизирующий материал представляет собой резиновый материал.The installation for implementing the method includes a submersible pump lowered into the borehole on the tubing, one or more packers with a barrel and a sealing element located above the intake of the submersible pump, an overflow system with a regulator, an insert and overflow openings that are located above and below the sealing element and are hydraulically connected between itself and the submersible pump, the bypass system is additionally equipped with one or more sealing separation elements located above the submersible pump and the bottom e of the sealing element of the packer or lower packer in the space between the insert and the barrel and / or tubing, the bypass holes are made in the tubing and / or in the trunk, with at least one bypass hole located above the sealing element of the packer or upper packer and, at least one bypass hole is located above the sealing separation element and below the sealing element of the packer or lower packer, and the regulator is installed in the upper part of the insert in the space between the insert and the barrel and / or NK and made with the possibility of moving and tightly closing the bypass holes or the bypass hole, the installation is additionally equipped with at least one measuring device, shear elements located on the tubing and / or insert, a centralizer located on the tubing or insert, a protector located on the tubing , a seat or a borehole chamber located on the tubing, a fitting located in the bypass hole, a silencing hole located in the tubing, a cable sealing device or device ohms of sealing the cable and the measuring device located in the packer, the insert being a pipe section or disconnecting device, the regulator is made with a gripping head and at least one bypass hole, the regulator is made with a gripping protrusion or gripping groove, the regulator is made of the sealing material or the regulator is made with a sealing coating or with at least one sealing element, the sealing coating is a rubberized material, the sealing element is a rubber cuff, the sealing material is a rubber material.

На фиг.1 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с одним пакером осуществляет добычу из двух пластов, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и стволом, на фиг.2 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с одним пакером осуществляет добычу из одного пласта, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и стволом, а нижняя часть регулятора выполнена из герметизирующего материала, на фиг.3 изображена установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов с двумя пакерами осуществляет добычу из двух пластов, при этом регулятор установлен в пространстве между вставкой и НКТ.Figure 1 shows the installation for simultaneous-separate production of hydrocarbons with one packer produces from two layers, while the regulator is installed in the space between the insert and the barrel, figure 2 shows the installation for simultaneously-separate production of hydrocarbons with one packer carries out the production of one layer, while the regulator is installed in the space between the insert and the barrel, and the lower part of the regulator is made of sealing material, figure 3 shows the installation for simultaneous-separate production at levodorodov two packers includes extraction of two layers, wherein the controller is installed in the space between the insert and the tubing.

Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов включает погружной насос 1, НКТ 2, один или несколько пакеров 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5, перепускную систему с регулятором 6, вставкой 7, перепускными отверстиями и одним или несколькими разделительными герметизирующими элементами 8.Installation for simultaneous and separate hydrocarbon production includes a submersible pump 1, tubing 2, one or more packers 3 with a barrel 4 and a sealing element 5, a bypass system with a regulator 6, an insert 7, bypass openings and one or more separating sealing elements 8.

Насос погружной 1 представляет собой, например, ЭЦН, ЭВН или другой глубинный скважинный насос.The submersible pump 1 is, for example, an ESP, EVN or other deep well pump.

НКТ 2 представляет собой трубу, например, с муфтами или без муфт, или участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.The tubing 2 is a pipe, for example, with or without couplings, or pipe sections of one or different diameters, interconnected, for example, by sub.

Пакер 3 со стволом 4 и уплотнительным элементом 5 установлен на НКТ 2 выше приема погружного насоса 1 и предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1. Пакер 3 представляет собой разобщающее устройство, например, механическое, гидравлическое, с различным способом установки в скважине. Уплотнительный элемент 5 пакера представляет собой, например, по меньшей мере, одну уплотнительную манжету, по меньшей мере, одно уплотнительное кольцо. Ствол 4 пакера 3 представляет собой, например, полый шток или участок трубы, участок НКТ одного или разного диаметра монолитной или сборной конструкции.The packer 3 with the barrel 4 and the sealing element 5 is installed on the tubing 2 above the intake of the submersible pump 1 and is designed to separate layers from each other and from the submersible pump 1. Packer 3 is a disconnecting device, for example, mechanical, hydraulic, with a different installation method well. The sealing element 5 of the packer is, for example, at least one sealing collar, at least one sealing ring. The trunk 4 of the packer 3 is, for example, a hollow rod or pipe section, a tubing section of one or different diameters of a monolithic or prefabricated structure.

Перепускная система с регулятором 6, вставкой 7, одним или несколькими разделительными герметизирующими элементами 8 и перепускными отверстиями, которые расположены выше уплотнительного элемента 5 пакера 3 или выше верхнего пакера 3 и ниже уплотнительного элемента 5 пакера 3 или нижнего пакера 3 и гидравлически связаны между собой и погружным насосом 1.The bypass system with a regulator 6, an insert 7, one or more separating sealing elements 8 and bypass holes that are located above the sealing element 5 of the packer 3 or above the upper packer 3 and below the sealing element 5 of the packer 3 or lower packer 3 and are hydraulically interconnected and submersible pump 1.

Вставка 7 размещена внутри ствола 4 и/или НКТ 2 выше приема погружного насоса 1, образуя осевой канал внутри вставки 7 и пространство между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2, и герметично закреплена посредством одного или нескольких разделительных герметизирующих элементов 8.The insert 7 is placed inside the barrel 4 and / or tubing 2 above the intake of the submersible pump 1, forming an axial channel inside the insert 7 and the space between the insert 7 and the barrel 4 or tubing 2, and is tightly fixed by one or more separating sealing elements 8.

Вставка 7 представляет собой, например, участок трубы, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля или участков труб одного или разного диаметров, соединенных между собой, образуя при этом сборную вставку 7 и предназначена для разобщения потоков внутри скважины и обеспечения отбора пластового флюида по осевому каналу вставки 4 и с последующей подачей по НКТ 2. Вставка 7 представляет собой, например, разъединительное устройство.The insert 7 is, for example, a pipe section, a tubing section, a flexible pipe section, a flexible sleeveless pipe section, an impulse pipe section, a umbilical or pipe sections of one or different diameters connected to each other, forming a prefabricated insert 7 and is intended for separation flows inside the well and ensuring the selection of formation fluid along the axial channel of insert 4 and subsequent supply through tubing 2. Insert 7 is, for example, a disconnecting device.

Герметизирующий разделительный элемент 8 или разделительные герметизирующие элементы 8 перепускной системы расположены выше приема погружного насоса 1 и ниже уплотнительного элемента 5 пакера 3 или нижнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2. Например, при наличии в скважинной установке двух пакеров 3, разделительный герметизирующий элемент 8 или разделительные герметизирующие элементы 8 расположены в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3 и выше приема погружного насоса 1.The sealing separation element 8 or the separation sealing elements 8 of the transfer system are located above the intake of the submersible pump 1 and below the sealing element 5 of the packer 3 or lower packer 3 in the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or tubing 2. For example, if there are two packers 3, a separating sealing element 8 or separating sealing elements 8 are located in the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or tubing 2 below the sealing element 5 of the lower packer 3 and above the reception submersible pump 1.

Разделительный герметизирующий элемент 8 обеспечивает герметичное разобщение осевого канала внутри вставки 7 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 посредством герметичного удержания вставки 7.The separation sealing element 8 provides a tight separation of the axial channel inside the insert 7 from the space between the insert 7 and the barrel 4 or tubing 2 by tightly holding the insert 7.

Разделительный герметизирующий элемент 8 выполнен в виде одного элемента или выполнен сборным в виде нескольких элементов, герметично соединенных между собой. Разделительный герметизирующий элемент 8 представляет собой, например, уплотнитель с цанговым захватом, выступ с уплотнителем, разбухающую манжету, уплотнительные манжеты со срезными элементами, фиксирующую муфту с резьбой и герметизирующими элементами или со штифтами, втулку с графитовой смазкой на резьбе и т.д.The separating sealing element 8 is made in the form of a single element or is prefabricated in the form of several elements hermetically connected to each other. The dividing sealing element 8 is, for example, a seal with a grip, a protrusion with a seal, a swelling sleeve, sealing cuffs with shear elements, a locking sleeve with a thread and sealing elements or with pins, a sleeve with graphite lubricant on the thread, etc.

Сборный разделительный герметизирующий элемент 8 содержит, например, несколько различных уплотнительных колец, манжет, упорных элементов и т.п. Сборный разделительный герметизирующий элемент 8 выполнен, например, в виде разъединителя колонн, разъединительно-соединительных устройств и т.п.The pre-assembled release sealing element 8 comprises, for example, several different o-rings, seals, thrust elements, and the like. The prefabricated separation sealing element 8 is made, for example, in the form of a column disconnector, disconnecting and connecting devices, etc.

Перепускные отверстия выполнены в НКТ 2 и/или в стволе 4, при этом, по меньшей мере, одно перепускное отверстие 9 расположено выше уплотнительного элемента 5 пакера или верхнего пакера 3 и, по меньшей мере, одно перепускное отверстие 10 расположено ниже уплотнительного элемента 5 пакера или нижнего пакера 3.The bypass holes are made in the tubing 2 and / or in the barrel 4, while at least one bypass hole 9 is located above the sealing element 5 of the packer or the upper packer 3 and at least one bypass hole 10 is located below the sealing element 5 of the packer or lower packer 3.

При наличии в установке двух и более пакеров 3, перепускные отверстия 9 или перепускное отверстие 9 расположены выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3, а перепускные отверстия 10 или перепускное отверстие 10 расположены выше герметизирующего разделительного элемента 8 и ниже уплотнительного элемента 5 нижнего пакера 3. При этом перепускные отверстия 9 и 10 гидравлически связаны между собой и погружным глубинным насосом 1.If there are two or more packers 3 in the installation, the bypass holes 9 or the bypass hole 9 are located above the sealing element 5 of the upper packer 3, and the bypass holes 10 or the bypass hole 10 are located above the sealing separation element 8 and below the sealing element 5 of the lower packer 3. When this bypass holes 9 and 10 are hydraulically interconnected and a submersible submersible pump 1.

Перепускные отверстия 9 обеспечивают перепуск пластового флюида из пласта, расположенного выше уплотнительного элемента 5, в пространство между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 на прием погружного насоса 1.The bypass holes 9 allow the bypass fluid from the reservoir located above the sealing element 5 to the space between the insert 7 and the barrel 4 or tubing 2 to receive the submersible pump 1.

Перепускные отверстия 10 обеспечивают перепуск пластового флюида из пространства между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2 на прием погружного насоса 1.The bypass holes 10 allow the bypass of the formation fluid from the space between the insert 7 and the barrel 4 or tubing 2 to receive the submersible pump 1.

Регулятор 6 предназначен для смены режима отбора и интенсивности потока скважинного флюида поступающего из пласта или пластов на прием погружного насоса 1.Regulator 6 is designed to change the selection mode and the intensity of the flow of well fluid coming from the formation or layers to receive a submersible pump 1.

Регулятор 6 выполнен с возможностью перемещения в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 и с возможностью герметичного перекрытия полностью или частично перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, устанавливая его в различные положения путем перемещения вверх или вниз относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, обеспечивая тем самым смену режимов отбора и интенсивности потока пластового флюида, например, с верхнего пласта.The controller 6 is made with the possibility of moving in the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or tubing 2 and with the possibility of tight shutoff of the fully or partially bypass holes 9 or the bypass hole 9, setting it in various positions by moving up or down relative to the bypass holes 9 or the bypass hole 9, thereby changing the selection modes and the intensity of the flow of formation fluid, for example, from the upper reservoir.

Регулятор 6 герметично установлен в верхней части вставки 7 выше уплотнительного элемента 5 пакера 3 или верхнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4. При наличии в установке двух и более пакеров 3, регулятор 6 герметично установлен в верхней части вставки 7 выше уплотнительного элемента 5 верхнего пакера 3 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4.The regulator 6 is hermetically installed in the upper part of the insert 7 above the sealing element 5 of the packer 3 or the upper packer 3 in the space between the insert 7 and the tubing 2 and / or the barrel 4. If there are two or more packers 3 in the installation, the regulator 6 is hermetically installed in the upper part insert 7 above the sealing element 5 of the upper packer 3 in the space between the insert 7 and the tubing 2 and / or the barrel 4.

Возможность перемещения регулятора 6 в пространстве между вставкой 7 и НКТ 2 и/или стволом 4 обеспечивает выполнение регулятора 6, например, с захватной проточкой или захватным выступом 14, с захватной головкой 15 и, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 16, обеспечивающим прохождение пластового флюида через вставку 7 в НКТ 2.The ability to move the regulator 6 in the space between the insert 7 and the tubing 2 and / or the barrel 4 provides the implementation of the regulator 6, for example, with a gripping groove or gripping protrusion 14, with a gripping head 15 and at least one bypass hole 16 that allows passage formation fluid through insert 7 into tubing 2.

Например, регулятор 6 выполнен в виде участка трубы, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом 12 или герметизирующим покрытием 13, расположенным внутри и снаружи регулятора, обеспечивающим герметичное перекрытие перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, или регулятор 6 выполнен из герметизирующего материала 11, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной головкой 15, расположенной в верхней его части, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 16, и, по меньшей мере, с одним герметизирующим элементом 12, расположенным внутри и снаружи нижней части регулятора 6, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регулятора 6, а нижняя часть регулятора 6 выполнена из герметизирующего материала, или регулятор 6 выполнен в виде участка трубы с захватной проточкой 14, расположенной в верхней части регуляторе 6 и, по меньшей мере, с одним герметизирующим покрытием 13, расположенным внутри и снаружи нижней части регулятора 6.For example, the regulator 6 is made in the form of a pipe section with at least one sealing element 12 or a sealing coating 13 located inside and outside the regulator, providing a tight shutoff of the bypass holes 9 or the bypass hole 9, or the regulator 6 is made of sealing material 11, or the regulator 6 is made in the form of a pipe section with a gripping head 15 located in its upper part with at least one bypass hole 16, and at least one sealing element 12, laid inside and outside the lower part of the regulator 6, or the regulator 6 is made in the form of a pipe section with a gripping groove 14 located in the upper part of the regulator 6, and the lower part of the regulator 6 is made of sealing material, or the regulator 6 is made in the form of a pipe section with a gripping groove 14 located in the upper part of the regulator 6 and at least one sealing coating 13 located inside and outside the lower part of the regulator 6.

Герметизирующий материал 11 представляет собой, например, полимер, прорезиненный материал, резиновый материал. Герметизирующий элемент 12 представляет собой, например, резиновую манжету. Герметизирующее покрытие 13 представляет собой пленку или слой, образованный, например, электролизом, хонингованием, полимерным покрытием.The sealing material 11 is, for example, a polymer, a rubberized material, a rubber material. The sealing element 12 is, for example, a rubber sleeve. The sealing coating 13 is a film or layer formed, for example, by electrolysis, honing, polymer coating.

Захватная головка 15, захватные проточка или выступ 14 обеспечивают перемещение или извлечение регулятора 6 посредством канатного инструмента.The gripping head 15, the gripping groove or protrusion 14 provide movement or removal of the regulator 6 by means of a rope tool.

Установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов дополнительно снабжена отверстием для глушения 17, расположенным в НКТ 2 над пакером 3, по меньшей мере, одним измерительным прибором 18, расположенным над пакером 3, например, напротив верхнего пласта, и обеспечивающим непрерывные замеры давления и определение дебита по кривой восстановления давления (КВД), срезными элементами 19, расположенными на НКТ 2 или на вставке 7 и обеспечивающими фиксацию определенного положения регулятора 6, центратором 20, расположенным в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 или НКТ 2, обеспечивающим их центрирование относительно друг друга или эксплуатационной колонны, штуцером 21, расположенным в перепускных отверстиях 9, 10 и обеспечивающим регулирование потока флюида, протектором для защиты кабеля или измерительных приборов 18 (не показан), посадочным местом или скважинной камерой (не показан), обеспечивающим установку автономных устройств, например, измерительных приборов 18 или регуляторов 6.The installation for simultaneous and separate hydrocarbon production is additionally equipped with a silencing hole 17 located in the tubing 2 above the packer 3, at least one measuring device 18 located above the packer 3, for example, opposite the upper reservoir, and providing continuous pressure measurements and determination of flow rate according to the pressure recovery curve (HPC), shear elements 19, located on the tubing 2 or on the insert 7 and providing fixation of a certain position of the regulator 6, the centralizer 20, located in the space between insert 7 and a barrel 4 or tubing 2, ensuring their centering relative to each other or production string, fitting 21 located in the bypass holes 9, 10 and providing regulation of fluid flow, a tread for protecting the cable or measuring instruments 18 (not shown), a seat or a borehole camera (not shown) that allows the installation of autonomous devices, for example, measuring instruments 18 or regulators 6.

Кроме этого, установка для одновременно-раздельной добычи углеводородов дополнительно снабжена устройством герметизации кабеля или устройством герметизации кабеля и измерительного прибора, размещенным в пакере 3, при этом устройство герметизации кабеля представляет собой кабельный ввод.In addition, the installation for simultaneous and separate hydrocarbon production is additionally equipped with a cable sealing device or a cable sealing device and a measuring device located in the packer 3, while the cable sealing device is a cable entry.

Отверстие для глушения 17 обеспечивает сообщение межтрубного пространства над пакером 3 с внутритрубным пространством при перемещении регулятора 6, например, в крайнее нижнее положение относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9. При наличии в скважинной установке двух или более пакеров, отверстие для глушения 17 расположено в НКТ 2 над верхним пакером 3.The silencing hole 17 allows the annulus above the packer 3 to communicate with the inner tube while moving the regulator 6, for example, to the lowest position relative to the bypass holes 9 or the bypass hole 9. If there are two or more packers in the well installation, the silencing hole 17 is located in Tubing 2 over top packer 3.

Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов осуществляют следующим образом.The method of simultaneous-separate hydrocarbon production is as follows.

Спускают в скважину на заданную глубину НКТ 2 с погружным насосом 1, с одним или несколькими пакерами 3, установленными выше приема погружного насоса 1, с глубинным измерительным прибором 18 и с перепускной системой, включающей перепускные отверстия 9 и 10, регулятор 6, вставку 7, установленной выше приема погружного насоса 1.Lowered into the well to a predetermined depth of tubing 2 with a submersible pump 1, with one or more packers 3 installed above the intake of the submersible pump 1, with a depth measuring device 18 and with an overflow system including overflow holes 9 and 10, regulator 6, insert 7, installed above intake submersible pump 1.

Герметично разобщают осевой канал внутри вставки 7 от пространства между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 посредством разделительного герметизирующего элемента 8 или разделительных герметизирующих элементов 8.The axial channel inside the insert 7 is hermetically separated from the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or tubing 2 by means of a separating sealing element 8 or separating sealing elements 8.

Посредством канатной техники устанавливают регулятор 6, выполненный с возможностью перемещения в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2. Для установки регулятора в режим «открыто», его перемещают в пространстве между вставкой 7 и стволом и/или НКТ 2 вверх относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, открывая их полностью или частично, обеспечивая тем самым гидравлическое сообщение пластового флюида на прием погружного глубинного насоса 1.Using a cable technique, a regulator 6 is installed, which is capable of moving in the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or tubing 2. To set the regulator in the “open” mode, it is moved in the space between the insert 7 and the barrel and / or tubing 2 upward the bypass holes 9 or the bypass hole 9, opening them in whole or in part, thereby ensuring hydraulic communication of the formation fluid to receive the submersible submersible pump 1.

Затем пакеруют пакер 3 или пакера 3 между пластами, например, между верхним и нижним пластами, и запускают глубинный насос 1 в эксплуатацию.Then packer 3 or packer 3 is packaged between the layers, for example, between the upper and lower layers, and the downhole pump 1 is put into operation.

При полном открытии перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9 осуществляют отбор пластового флюида совместно из двух пластов в максимально интенсивном режиме отбора, а для уменьшения интенсивности отбора пластового флюида - частично перекрывают перепускные отверстия 9 или перепускное отверстие 9.When the bypass holes 9 or the bypass hole 9 are fully open, the formation fluid is sampled together from the two layers in the most intensive sampling mode, and to reduce the intensity of the formation fluid sampling, the bypass holes 9 or the bypass hole 9 are partially blocked.

Отбор пластового флюида раздельно из верхнего или нижнего пластов или совместный отбор пластового флюида из верхнего и нижнего пластов осуществляют погружным насосом 1 по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность, что обеспечивает эффективность добычи пластового флюида за счет снижения гидравлических потерь посредством прямоточного восходящего потока пластового флюида с погружного насоса 1.The formation fluid is separately taken from the upper or lower reservoirs or the combined formation of fluid from the upper and lower reservoirs is carried out by a submersible pump 1 along the axial channel of insert 7 with subsequent supply through the tubing 2 to the surface, which ensures the efficiency of reservoir fluid production by reducing hydraulic losses through direct flow upward flow of reservoir fluid from a submersible pump 1.

При этом смену режимов отбора пластового флюида осуществляют в режиме непрерывной эксплуатации скважинной установки, так как конструкция скважинной установки позволяет менять режим отбора пластового флюида без извлечения регулятора и остановки скважины.At the same time, the regime of formation fluid selection is carried out in the continuous operation mode of the well installation, since the design of the well installation allows changing the mode of production fluid selection without removing the regulator and stopping the well.

Эксплуатацию двух или более пластов, разобщенных между собой пакером 3 или пакерами 3, совместно или раздельно осуществляют посредством направления пластового флюида на прием работающего погружного насоса 1, а отбор пластового флюида из двух или более пластов осуществляют по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.The operation of two or more layers, separated by a packer 3 or packers 3, is carried out jointly or separately by directing the formation fluid to receive a working submersible pump 1, and the selection of formation fluid from two or more layers is carried out along the axial channel of insert 7 with subsequent supply via tubing 2 to the surface.

В процессе эксплуатации скважинной установки дополнительно замеряют на устье дебит и обводненность, как совместно работающих пластов, так и раздельно, при заданных параметрах дебита и обводненности.During the operation of the well installation, the flow rate and water cut are additionally measured at the wellhead, both of jointly working formations, and separately, with the specified flow rate and water cut parameters.

Смену режима отбора пластового флюида и интенсивность потока пластового флюида в процессе эксплуатации скважинной установки производят следующим образом: спускают или сбрасывают канатный инструмент, переводя регулятор 6, например, в режим «закрыто», перемещая его в пространстве между вставкой 7 и стволом 4 и/или НКТ 2 вниз относительно перепускных отверстий 9 или перепускного отверстия 9, герметично перекрывая их.The change in the mode of formation fluid selection and the intensity of the flow of formation fluid during the operation of the well installation is as follows: lower or lower the wireline tool, setting the regulator 6, for example, to the “closed” mode, moving it in the space between the insert 7 and the barrel 4 and / or The tubing 2 down relative to the bypass holes 9 or the bypass hole 9, hermetically blocking them.

Перевод регулятора, например, в режим «закрыто», обеспечивает, например, раздельное сообщение нижнего пласта с погружным насосом 1 и, соответственно, обеспечивает раздельный отбор пластового флюида погружным насосом 1 только из нижнего пласта по осевому каналу вставки 7 с последующей подачей по НКТ 2 на поверхность.Transferring the regulator, for example, to the “closed” mode, provides, for example, separate communication of the lower formation with the submersible pump 1 and, accordingly, provides separate selection of the formation fluid by the submersible pump 1 only from the lower formation along the axial channel of insert 7 with subsequent supply via tubing 2 to the surface.

В процессе эксплуатации нижнего пласта дополнительно замеряют на устье его параметры, например, дебит и обводненность, определяя также изменение уровня жидкости в затрубном пространстве или давления над пакером 3 и рассчитывая по КВУ или КВД дебит верхнего пласта в момент его отключения.In the process of operating the lower layer, its parameters are additionally measured at the wellhead, for example, flow rate and water cut, also determining the change in the liquid level in the annulus or pressure above the packer 3 and calculating the flow rate of the upper layer at the time of its shutdown using KVU or KVD.

Кроме этого, зная дебит при совместной или раздельной эксплуатации пластов, а также обводненность нижнего пласта и обводненность при совместной эксплуатации пластов, замеренные на устье, по известной зависимости находят обводненность по верхнему пласту.In addition, knowing the flow rate during the joint or separate operation of the reservoirs, as well as the water cut of the lower reservoir and the water cut during the joint operation of the reservoirs, measured at the mouth, according to the known dependence, the water cut in the upper reservoir is found.

Таким образом, осуществляют контроль дебита и обводненности раздельно по пластам при ОРД.Thus, they control the flow rate and water cut separately for the layers during the ARD.

Также в процессе отбора пластового флюида посредством измерительного прибора 18 измеряют скважинные параметры дебита и обводненности, например, в режиме реального времени.Also, in the process of selecting formation fluid by means of a measuring device 18, borehole parameters of flow rate and water cut are measured, for example, in real time.

С помощью предлагаемых технических решений регулируют отбор скважинного флюида из пластов, разобщая потоки, изменяя интенсивность потока и управляя потоком скважинного флюида, например, верхнего и нижнего пластов и, соответственно, отбором скважинного флюида из скважины в целом.Using the proposed technical solutions, the selection of well fluid from the strata is controlled, separating the flows, changing the flow rate and controlling the flow of the well fluid, for example, the upper and lower strata and, accordingly, the selection of the well fluid from the well as a whole.

Предлагаемые технические решения повышают эффективность добычи пластового флюида при одновременно-раздельной добычи (ОРД), путем снижения гидравлических потерь за счет прямоточного восходящего с насоса потока пластового флюида и обеспечения непрерывной работы установки при смене режима отбора и интенсивности добычи пластового флюида, а также позволяет производить непрерывное измерение давления пластового флюида и учет дебита эксплуатируемых пластов без замены регуляторов.The proposed technical solutions increase the efficiency of reservoir fluid production at the same time as separate production (ORD) by reducing hydraulic losses due to the straight-through flow of reservoir fluid from the pump and ensuring continuous operation of the installation when changing the selection mode and intensity of reservoir fluid production, and also allows continuous measurement of reservoir fluid pressure and accounting of production reservoir production rates without replacement of regulators.

Claims

1. The method of simultaneous and separate hydrocarbon production by a submersible pump, including the descent into the well at the tubing - tubing of a submersible pump, installation above one of the submersible pumps, one or more packers, installation and operation of a bypass system with a regulator and an insert made with the possibility of hydraulic communication through the formation fluid, selection of formation fluid and changing the mode of selection of formation fluid, characterized in that a regulator is installed with the ability to move in space m waiting for the insert and the packer and / or tubing, tightly disconnect the axial channel of the insert from the space between the insert and the barrel and / or tubing, the selection of formation fluid is carried out during continuous operation of the well installation, and the selection of reservoir fluid is carried out along the axial channel of the insert with subsequent supply on tubing.

2. Installation for implementing the method, including a submersible pump lowered into the well on tubing - tubing, one or more packers with a barrel and a sealing element located above the intake of the submersible pump, an overflow system with a regulator, an insert and overflow holes that are located above and below the sealing element and are hydraulically interconnected with the submersible pump, characterized in that the bypass system is additionally equipped with one or more sealing separation elements located above the submersible pump and below the sealing element of the packer or lower packer in the space between the insert and the barrel and / or tubing, the bypass holes are made in the tubing and / or in the barrel, with at least one bypass hole located above the sealing element packer or upper packer and at least one bypass hole is located above the sealing separation element and below the sealing element of the packer or lower packer, and the regulator is installed in the upper part inserts in the space between the insert and the barrel and / or tubing and is configured to move and tightly close the bypass holes or bypass hole.

3. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with at least one measuring device.

4. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with shear elements located on the tubing and / or insert between the insert and tubing.

5. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a centralizer located on the tubing or insert.

6. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a tread located on the tubing.

7. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a seat or a borehole chamber located on the tubing.

8. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a fitting located in the bypass hole.

9. The installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a hole for jamming, located in the tubing.

10. Installation according to claim 2, characterized in that it is additionally equipped with a cable sealing device or a cable sealing device and a measuring device located in the packer.

11. Installation according to claim 2, characterized in that the insert is a pipe section or a disconnecting device.

12. Installation according to claim 2, characterized in that the regulator is made with a gripping head and at least one bypass hole.

13. Installation according to claim 2, characterized in that the regulator is made with a gripping protrusion or a gripping groove.

14. The installation according to claim 2, characterized in that the regulator is made of a sealing material or the regulator is made with a sealing coating or at least one sealing element.

15. Installation according to 14, characterized in that the sealing coating is a rubberized material.

16. Installation according to 14, characterized in that the sealing element is a rubber cuff.

17. Installation according to 14, characterized in that the sealing material is a rubber material.