RU2512228C1 - Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system - Google Patents
Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2512228C1 RU2512228C1 RU2012155377/03A RU2012155377A RU2512228C1 RU 2512228 C1 RU2512228 C1 RU 2512228C1 RU 2012155377/03 A RU2012155377/03 A RU 2012155377/03A RU 2012155377 A RU2012155377 A RU 2012155377A RU 2512228 C1 RU2512228 C1 RU 2512228C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control
- well
- housing
- couplings
- pump
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может использоваться при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин.The invention relates to mining, in particular to oil production, and can be used for simultaneous and separate operation of multilayer wells.
Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер гидравлического или механического, или электрического действия, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, и снабжен, по меньшей мере, одним регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, расположенным на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем. Насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше и/или ниже насоса с хвостовиком, электрический погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер. Регулирующее запорно-перепускное устройство содержит сильфон, поршень, задвижку, штуцер. В качестве регулирующего запорно-перепускного устройства также используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером. Хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом. Установка дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, установленные на входе в насос разъединительным устройством и/или муфтой со срезными элементами, центратором, расположенным на штоке разъединителя или на колонне труб. (Патент RU №95741 U1 на полезную модель «Насосная установка Гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты)». - МПК: Е21В 43/00. - 10.07.2010). Недостатком известной установки является отсутствие возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения технологических параметров флюида скважинного продукта.A well-known installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well, including a pipe string, a pump with a liner, a hydraulic channel or an electric cable, at least one hydraulic or mechanical or electrical packer located on the liner and / or outside the liner, is provided at least one regulating shut-off-by-pass device of reusable hydraulic or electrical action located on the shank and / or outside the shank and connected to the hydraulic cable scarlet and / or an electric cable. The pump is a deep electric pump or sucker rod pump, and at least one packer is connected to the hydraulic channel and / or with an electric cable and is installed above and / or below the pump with a shank, an electric immersion cable supplying the submersible electric drive of the deep pump, going through the packer. Regulating locking and bypass device contains a bellows, a piston, a valve, a fitting. A packer or a borehole chamber with a check valve or fitting is also used as a control shut-off device. The shank is made of a monolithic, hollow, hollow with a blind end. The installation additionally includes instrumentation located on the shank or outside the shank, an ejector located above the pump, a disperser and / or separator located on the pump intake, a suction grid or filter installed at the pump inlet with a disconnecting device and / or a shear coupling elements, a centralizer located on the disconnector rod or on the pipe string. (Patent RU No. 95741 U1 for utility model “Garipov's pumping unit for simultaneous and separate well operation (options)”. - IPC: Е21В 43/00. - 07/10/2010). A disadvantage of the known installation is the lack of the possibility in real time to change the operating mode of each formation in the well and to monitor the actual changes in the technological parameters of the fluid of the well product.
Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков из разных пластов в соответствующие им концентричные каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком в каждом из каналов. Клапаны размещены в кожухе ствола скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения потоков через концентричные каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков из всех каналов в колонне насосно-компрессорных труб. Каждый канал связан с клапаном, имеющим привод. В центральном канале непосредственно над клапаном установлена пробка, блокирующая перемещение потока непосредственно из центрального канала в колонну насосно-компрессорных труб скважины. Система может дополнительно содержать, по меньшей мере, один контроллер с датчиком для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта, функционально связанные между собой, с возможностью автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Измеряемый параметр может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление. Система обеспечивает эффективное селективное регулирование дебита из большого числа пластов до смешивания внутри скважины посредством клапанов, установленных внутри скважины, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок (Патент RU №2320850 С2. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. - МПК Е21В 34/06, Е21В 43/14. - Опубл. 27.03.2008). Недостатком известного технического решения является возможность возникновения депрессии пласта с меньшим давлением в режиме реального времени и отслеживать фактический дебит скважинного продукта.A well-known installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well, comprising several tubular elements located one in the other with the formation of at least one central channel and at least two annular channels with the possibility of directing flows from different layers into their corresponding concentric channels, as well as valves configured to control flow in each of the channels. The valves are located in the casing of the wellbore with the possibility of separate movement of flows through concentric channels and further selective mixing of flows from all channels in the tubing string. Each channel is associated with an actuated valve. A plug is installed in the central channel directly above the valve, blocking the movement of flow directly from the central channel to the string of tubing of the well. The system may further comprise at least one controller with a sensor for measuring at least one parameter of the produced product, functionally interconnected, with the ability to automatically control at least one valve in accordance with information received from the sensor. The measured parameter can be selected from the group including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solids content, tendency to form a solid precipitate, and resistivity. The system provides effective selective control of the flow rate from a large number of formations prior to mixing inside the well by means of valves installed inside the well, without significantly complicating and increasing the surface and underground layouts (Patent RU No. 2320850 C2. Intelligent downhole valve control system for extracting fluids from several intervals of the well and method management of such fluid extraction. - IPC Е21В 34/06, ЕВВ 43/14. - Publ. March 27, 2008). A disadvantage of the known technical solution is the possibility of depression of the formation with lower pressure in real time and to track the actual flow rate of the well product.
Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащее корпус с отверстиями, выполненными напротив каждого продуктивного пласта, установленные в корпусе напротив каждого из его отверстий с возможностью осевого перемещения клапанные втулки с пружинными кольцевыми фиксаторами и захватываемыми элементами, механизм управления для спуска в скважину с дневной поверхности и перемещения клапанных втулок для открытия или закрытия отверстий корпуса и пакеры. Снаружи корпуса напротив каждого из его отверстий установлены регулируемые клапаны. Каждый регулируемый клапан состоит из полого стакана, внутри которого размещена втулка с седлом, и подпружиненного сверху вниз шарика, размещенного на седле втулки. При этом регулируемые клапаны позволяют эксплуатировать соответствующие им продуктивные пласты при превышении заданных значений давления путем настройки усилия сжатия пружины шарика для каждого регулируемого клапана в отдельности, при этом захватываемые элементы клапанных втулок выполнены в виде их нижних торцов, а внутренний диаметр каждой из клапанных втулок уменьшается сверху вниз. (Патент RU №2339796 С1 на изобретение. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 34/06. - Опубл. 27.11.2008). Данное изобретение принято за прототип.A device is known for simultaneous and separate operation of a multilayer well, comprising a body with holes made opposite each productive formation, valve sleeves with spring ring retainers and gripping elements installed in the body opposite each of its holes with axial movement, a control mechanism for lowering into the well with surface and movement of valve sleeves to open or close housing openings and packers. Outside the casing, opposite each of its openings, adjustable valves are installed. Each adjustable valve consists of a hollow cup, inside of which a sleeve with a seat is placed, and a ball spring-loaded from top to bottom, placed on the seat of the sleeve. At the same time, adjustable valves make it possible to operate the corresponding productive formations when the specified pressure values are exceeded by adjusting the compression force of the ball spring for each adjustable valve separately, while the gripping elements of the valve sleeves are made in the form of their lower ends, and the inner diameter of each of the valve sleeves decreases from above way down. (Patent RU No. 2339796 C1 for the invention. Device for simultaneous and separate operation of a multilayer well. - IPC: Е21В 43/14, ЕВВ 34/06. - Publ. 27.11.2008). This invention is taken as a prototype.
Недостатком известного устройства для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, принятого за прототип, являются регулируемые клапаны с подпружиненным сверху вниз шариком, размещенным на седле втулки, позволяющие эксплуатировать соответствующие им продуктивные пласты при превышении заданных значений давления путем настройки усилия сжатия пружины шарика для каждого регулируемого клапана в отдельности, что исключает возможность в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения параметров флюида и дебита скважинного продукта.A disadvantage of the known device for simultaneous and separate operation of a multilayer well, adopted as a prototype, are adjustable valves with a ball spring-loaded from top to bottom placed on the saddle of the sleeve, allowing to operate the corresponding productive formations when exceeding the specified pressure values by adjusting the compression force of the ball spring for each adjustable valve separately, which eliminates the possibility in real time to change the operating mode of each formation in the well and ezhivat actual changes in fluid flow rate downhole parameters and product.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения параметров флюида и дебита скважинного продукта, включающие давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию гравийно-песчаной набивки и удельное сопротивление.The main task to be solved by the claimed invention is aimed at providing the possibility in real time to change the operating mode of each formation in the well and to monitor the actual changes in the fluid parameters and the flow rate of the well product, including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solid content particles, a tendency to form gravel and sand packing and resistivity.
Техническим результатом является повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины при оптимальном регулировании фазового состава флюида из пластов скважины в режиме реального времени.The technical result is to increase the efficiency of simultaneous and separate operation of the well with optimal control of the phase composition of the fluid from the wellbore in real time.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, содержащей размещенные в обсадной трубе скважины колонну насосно-компрессорных труб, глубинный электроприводной насос, силовой кабель, питающий погружной электропривод насоса, и регулировочные клапаны, выполненные в стаканах с перепускным седлом, расположенные ниже насоса в корпусе, оснащенном пакерами и закрепленном в обсадной трубе механическими якорями, и контрольно-измерительные приборы, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well with a telemechanical system containing a tubing string, a deep electric drive pump, a power cable supplying the submersible electric drive of the pump, and control valves made in glasses with a bypass saddle, located below the pump in a housing equipped with packers and fixed in the casing with mechanical anchors, and a control o-measuring instruments, according to the proposed technical solution,
она содержит устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящем из колонны труб, оснащенных пакерами и соединенных между собой и с нижним концом корпуса муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины через межтрубные пространства, продольными каналами последних сообщены полости труб корпуса с возможностью селективного смешения флюидов из всех продуктивных пластов в полости обсадной трубы выше устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой, а радиальные каналы муфт сообщены с межтрубным пространством соответствующего пласта скважины, при этом в муфтах установлены блоки регулирования и учета дебита пластов, содержащие регулировочный клапан и контрольно-измерительные приборы, последние расположены выше и/или ниже регулировочного клапана, связанные между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненном в стенке стакана, при этом блоки регулирования и учета дебита соединены между собой геофизическими кабелями и связаны с пунктом управления скважиной телемеханической системой передачи управляющих команд регулировочным клапанам от пункта управления и контрольной информации о технологических параметрах флюида в пластах скважины от контрольно-измерительных приборов в обратном направлении с разделением сигналов, посредством геофизического и силового кабелей через кабельный разъем и адаптер, установленный на торце электропривода насоса;it contains a device for simultaneous and separate operation of the reservoirs, made in a housing consisting of a string of pipes equipped with packers and connected to each other and to the lower end of the housing by couplings for the cross-flow of fluids from the formation through the annular spaces, the hollow pipes of the housing communicated with longitudinal channels of the latter with the possibility of selective mixing fluids from all productive formations in the casing cavity above the device for simultaneous and separate reservoir exploitation, and the longitudinal channels of the lower the couplings are blocked by a plug, and the radial channels of the couplings are in communication with the annular space of the corresponding wellbore, while the couplings are equipped with blocks for controlling and accounting for flow rates of the strata containing the control valve and control and measuring devices, the latter are located above and / or below the control valve, interconnected a geophysical cable located in a channel made in the wall of the glass, while the control units and metering flow rate are interconnected by geophysical cables and connected to the point well control by a telemechanical transmission system of control commands to control valves from the control point and control information on the technological parameters of the fluid in the well strata from control and measuring devices in the opposite direction with the separation of signals, using geophysical and power cables through a cable connector and an adapter mounted on the end of the pump electric drive ;
верхний конец корпуса соединен с пакером и закреплен механическим якорем на уровне его торца;the upper end of the body is connected to the packer and secured with a mechanical anchor at the level of its end;
штырь кабельного разъема закреплен на опорном фланце, установленном на верхнем торце корпуса, в котором выполнены отверстия, сообщающие полости корпуса и обсадной трубы, а геофизический кабель снабжен розеткой контактной пары, установленной в центраторе ее положения относительно штыря контактной пары, закрепленном на электроприводе насоса, с возможностью герметического соединения их нажатием розетки на штырь электроприводом насоса, спускаемого в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб;the cable connector pin is mounted on a support flange mounted on the upper end of the housing, in which holes are made, communicating the cavity of the housing and the casing, and the geophysical cable is equipped with a contact pair outlet installed in the centralizer of its position relative to the contact pair pin mounted on the pump electric drive, with the possibility of hermetically connecting them by pressing the socket on the pin with an electric drive of the pump, lowered into the casing on the tubing string;
блоки регулирования и учета дебита пластов выполнены с возможностью поочередной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт и демонтажа при ремонте и обслуживании, для чего диаметры посадочных мест блоков и муфт, соответственно, уменьшаются сверху вниз;blocks of regulation and accounting of the flow rate of the seams are made with the possibility of alternating landing them from the wellhead into the nests of the respective couplings and dismantling during repair and maintenance, for which the diameters of the seats of the blocks and couplings, respectively, are reduced from top to bottom;
геофизические кабели на участках между опорным фланцем и блоками регулирования и учета дебита пластов размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками регулирования и учета дебита пластов при демонтаже и поочередной посадке их в соответствующие муфты перекрестного течения флюида;geophysical cables in the sections between the support flange and the formation flow control and metering units are placed in telescopic tubes equipped with compression springs, with the possibility of changing the distance between the control and production flow metering units when dismantling and alternately planting them in the respective fluid cross-flow couplings;
в полости стакана со стороны открытого торца установлена электроприводная запорная игла, взаимодействующая с перепускным седлом, шаговый электропривод которой по команде с пункта управления сообщает запорной игле возвратно-поступательное движение с возможностью регулирования потока флюида из соответствующего пласта через радиальные каналы муфты и полость стакана в полость корпуса через окна, выполненные в стенке стакана по обе стороны перепускного седла;an electric drive locking needle is installed in the glass cavity from the open end side, which interacts with the overflow seat, the step electric drive of which, upon command from the control point, informs the locking needle of the reciprocating movement with the possibility of regulating fluid flow from the corresponding formation through the radial channels of the coupling and the glass cavity into the housing cavity through windows made in the wall of the glass on both sides of the bypass saddle;
муфты перекрестного течения флюидов изготовлены с патрубком, в котором размещены контрольно-измерительные приборы, по крайней мере, расходомер флюида соответствующего пласта скважины;fluid cross-flow couplings are made with a nozzle in which control and measuring instruments are placed, at least a fluid flow meter of the corresponding well formation;
в муфтах перекрестного течения флюидов установлены кольцевые задвижки с возможностью осевого перемещения для открытия и закрытия радиальных каналов потока флюида из соответствующего пласта скважины при посадке и зацепления их при демонтаже;in cross fluid flow couplings, annular valves are installed with the possibility of axial movement to open and close the radial channels of the fluid flow from the corresponding well formation during planting and their engagement during dismantling;
телемеханическая система управления блоками регулирования и учета дебита пластов оснащена интерфейсом передачи управляющих команд регулировочным клапанам от пункта управления скважиной и информации от контрольно-измерительных приборов в обратном направлении через систему связи GPRS.the telemechanical control system of the control units and the formation flow metering is equipped with an interface for transmitting control commands to the control valves from the well control point and information from the control and measuring devices in the opposite direction through the GPRS communication system.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed installation for simultaneous-separate operation of a multilayer well with a telemechanical system. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering enterprise from well-known materials and accepted technology. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг.1 схематично показана установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, на фиг.2 - блок регулирования и учета дебита пласта скважины.Figure 1 schematically shows the installation of simultaneous and separate operation of a multilayer well with a telemechanical system, figure 2 is a control unit and accounting flow rate of the wellbore.
Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой (ТМС) содержит размещенные в обсадной трубе 1 скважины колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с глубинным электроприводным насосом 3, силовой кабель 4, питающий погружной электропривод 5 глубинного насоса 3, и устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящем из колонны труб 6', 6" и 6"', оснащенных пакерами 7', 7" и 7'", соответственно, соединенных между собой и с нижним торцом корпуса муфтами 8', 8" и 8"' перекрестного течения флюидов из пластов I, II и III скважины (Фиг.1). Верхний торец корпуса соединен с пакером 7' и закреплен в обсадной трубе 1 механическим якорем 9' на уровне торца, образующие в обсадной трубе 1 выше устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов полость 10, а нижний торец корпуса закреплен механическим якорем 9". В муфтах 8', 8" и 8"' установлены блоки 11', 11" и 11"' регулирования и учета дебита для пластов I, II и III скважины, соответственно, и соединены между собой геофизическими кабелями 12' и 12" и с силовым кабелем 4 посредством геофизического кабеля 12"', кабельного разъема 13 и адаптера 14, установленного на торце электропривода 5 насоса 3. Штырь 15 кабельного разъема 13 закреплен на опорном фланце 16, установленном на верхнем торце корпуса, в котором выполнены отверстия 17, сообщающие полость корпуса и полость 10 обсадной трубы 1. Розетка 18 контактной пары кабельного разъема 13 соединена с геофизическим кабелем 12'" и установлена в центраторе (условно не показан) ее положения относительно штыря 15 контактной пары, закрепленном на электроприводе 5 насоса 3, с возможностью герметического соединения их нажатием розетки 18 на штырь 15 электроприводом 5 насоса 3, спускаемого в обсадную трубу 1 на НКТ 2. Продольными каналами 19 в муфтах 8' и 8" сообщены полости труб 6', 6" и 6"' корпуса с возможностью селективного смешения флюидов из продуктивных пластов I, II и III скважины в полости 10 обсадной трубы 1 (Фиг.2). Продольные каналы 19 нижней муфты 8"' заблокированы заглушкой 20. Радиальные каналы 21 муфт 8' и 8" сообщены с межтрубным пространством соответствующего пласта скважины. Геофизические кабели 12', 12" и 12"' на участках между опорным фланцем 16 и блоками 11', 11" и 11" выполнены, например, спиралевидной формы и размещены в телескопических трубках 22, оснащенных пружинами сжатия 23, с возможностью изменения расстояния между блоками 11', 11" и 11" при демонтаже и поочередной посадки их в гнезда соответствующих муфт 8', 8" и 8"', диаметры d', d" и d'" посадочных мест которых уменьшаются сверху вниз в порядке d'>d">d'". Блоки 11', 11" и 11"' содержат регулировочные клапаны (РК) 24 и контрольно-измерительные приборы (КИП) 25, предназначенные для измерения технологических параметров флюида пласта, как давление Р, дебит Q, температура Т, содержание воды R и другие, которые могут контролироваться оператором пункта управления (ПУ) скважиной (условно не показан), расположенного на поверхности скважины, с возможностью передачи управляющих команд РК 24 с ПУ и контрольной информации о параметрах флюида в продуктивных пластах скважины от КИП 25 в обратном направлении по геофизическому кабелю 12"' через адаптер 14 ТМС и силовому кабелю 4 с разделением сигналов. Муфты 8', 8" и 8'" выполнены с патрубком 26, в котором размещены КИП 25, по крайней мере, расходомер 27 флюида соответствующего пласта скважины. РК 24 выполнены в стаканах 28 с перепускным седлом 29. В полости стакана 28 со стороны его открытого торца установлена запорная игла 30, взаимодействующая с перепускным седлом 29, электропривод 31 которой по команде с ПУ сообщает запорной игле 30 возвратно-поступательное движение с возможностью регулирования потока флюида из соответствующего пласта через радиальные каналы 21 муфты и полость стакана 28 в полость корпуса через окна 32 и 33, выполненные в стенке стакана 28 по обе стороны перепускного седла 29. КИП 25 расположены выше шагового электропривода 31 запорной иглы 30 и/или ниже перепускного седла 29, связанные между собой геофизическим кабелем 34, последний размещен в канале, выполненном в стенке стакана 28. В муфтах 8', 8" и 8"' установлены кольцевые задвижки 35 с возможностью осевого перемещения для открытия радиальных каналов 21 с упором в буртик 36, выполненный на муфтах, и зацепления их стопорными кольцами 37 на блоках 11', 11" и 11"' при посадке в муфты 8', 8" и 8"' для последующего закрытия радиальных каналов 21 при демонтаже блоков 11', 11" и 11"' и фиксации их разжимающимися кольцами 38 в проточке 39, фиксирующей закрытое положение. ТМС скважины оснащена интерфейсами передачи управляющих команд РК 24 от ПУ скважиной и информации от КИП 25 в обратном направлении через систему связи GPRS или 3G.The installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well with a telemechanical system (TMS) contains a tubing string 2 in the casing 1 of the well 2 with a deep electric drive pump 3, a power cable 4 supplying the submersible electric drive 5 of the deep pump 3, and the device is simultaneously -separate formation operation, performed in a housing consisting of a string of
Монтаж предлагаемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС выполняется следующим образом. В устье скважины трубы 6', 6" и 6"' корпуса устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов, оснащенные пакерами 7', 7" и 7"' с механическими якорями 9* и 9", поочередно соединяют между собой муфтами 8', 8" и 8'" перекрестного течения флюидов, в которых радиальные каналы 21 закрыты кольцевыми задвижками 35. Корпус в сборе опускают в обсадную трубу 1 с помощью колонны НКТ 2 и закрепляют механическими якорями 9' и 9". Затем блоки 11', 11" и 11"' регулирования и учета дебита пластов I, II и III скважины с закрытыми перепускными седлами 29 с помощью запорных игл 30 соединяют между собой и с опорным фланцем 16 геофизическими кабелями 12', 12" и 12"', размещенными в телескопических трубках 22 и растянутыми по длине под воздействием пружин 23, с закрепленным штырем 15 контактной пары кабельного разъема 13 на противоположной стороне опорного фланца 16, в котором выполнены отверстия 17. Фланцем 16 прицепляют блоки 11', 11" и 11"' к колонне НКТ 2 и с помощью последней блоки 11', 11" и 11"' в связке последовательно спускают в корпус устройства и усилием скважинного доводчика с поверхности скважины поочередно герметически сажают в гнезда муфт 8', 8" и 8'" по мере увеличения диаметров посадочных мест с сокращением длины геофизических кабелей 12', 12" и 12"' в телескопических трубках 22 путем сжатия пружин 23, т.е. сначала в муфту 8"' с наименьшим диаметром d'", затем в муфту 8" с диаметром d", после чего в муфту 8' с наибольшим диаметром d'. Вместе с посадкой блоков 11', 11" и 11"' в гнезда муфт 8', 8" и 8"' кольцевые задвижки 35 зацепляются за блоки 11', 11" и 11"' стопорными кольцами 37 и вместе смещаются вдоль центральной оси до упора кольцевой задвижки 35 в буртик 36, выдавливая из фиксирующих проточек 39 разжимающиеся кольца 38, открывая тем самым ранее закрытые радиальные каналы 21 для потока флюида из соответствующего пласта скважины. Блоки 11', 11" и 11"' закрепляются в каждой муфте 8', 8" и 8"' под усилием сжатия пружин 23 посредством прижатия опорного фланца 16 и закрепления его на торце корпуса устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов. При этом потоки флюидов из пластов I, II и III скважины поступают через открытые радиальные каналы 21 в полости муфт 8', 8" и 8'" по мере посадки блоков 11', 11" и 11"' в соответствующие гнезда муфт. После этого колонну НКТ 2 отцепляют от устройства одновременно-раздельной эксплуатации пластов и удаляют из обсадной трубы 1. Следующим этапом в обсадную трубу 1 скважины спускают колонну НКТ 2 с глубинным электроприводным насосом 3, силовым кабелем 4, питающим погружной электропривод 5 глубинного насоса 3, на торце которого установлены адаптер 14 ТМС, геофизический кабель 12"' с розеткой 18 и центратор этой розетки. Нажатием розетки 18 на штырь 15 колонной НКТ 2 осуществляется герметическое соединение штыря 15 с розеткой 18 контактной пары кабельного разъема 13 и подключение ПУ с помощью ТМС, не требующей прокладки дополнительных кабелей связи для получения контрольной информации от КИП и передачи управляющих сигналов РК.Installation of the proposed installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well with TMS is performed as follows. At the wellhead,
Предложенная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС работает следующим образом.The proposed installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well with TMS works as follows.
После монтажа установки одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с ТМС в полостях блоков 11', 11" и 11'" регулирования и учета дебита происходит замер давления Р, температуры Т, содержания воды R и других параметров флюида КИП 25 каждого из пластов I, II и III скважины, в отдельности. Контрольная информация о технологических параметрах флюида в пластах скважины от КИП 25 передается ТМС на ПУ скважиной с помощью интерфейсов связи с КИП 25 по геофизическим кабелям 34, 12' и/или 12" и/или 12"' и силовому кабелю 4 через кабельный разъем 13 и адаптер 14 ТМС, установленный на торце электропривода 5 насоса 3, с разделением сигналов. Оператор ПУ анализирует технологические параметры флюида каждого из пластов I, II и III скважины и по результатам измерения КИП 25 по команде с ПУ на шаговый электропривод 31 ТМС запорной иглой 30 изменяет пропускное сечение перепускного седла 29 одного или нескольких РК 22 до достижения допустимого значения технологических параметров флюида пластов, которыми в смешанном состоянии заполняют полость 10 обсадной трубы 1 выше глубинного электроприводного насоса 3, после чего оператор с ПУ запускает скважину в эксплуатацию. Насос 3 перекачивает скважинный флюид из полости 10 обсадной трубы 1, поступающий из продуктивных пластов I, II и III скважины сквозь соответствующие открытые радиальные каналы 21 муфт 8', 8" и 8"', омывая КИП 25 ниже РК 24 блоков 11', 11" и 11'" регулирования и учета дебита, окно 32, перепускное седло 29, открытое запорной иглой 30, окно 33 РК 24 через полость патрубка 26, омывая КИП 25 выше РК 24, в полость трубы 6' и/или 6" и/или 6'" корпуса, сообщающиеся через продольные каналы 19 муфт 8' и/или 8" и/или 8"', далее через отверстия 17 в опорном фланце 16 и полость 10 обсадной трубы 1 на поверхность скважины. Протекая через полость патрубка 26, расходомер 27 флюида КИП 25 замеряет дебит Q соответствующего пласта скважины и передает информацию о нем на ПУ. В процессе эксплуатации скважины происходит обводнение или депрессия продуктивных пластов I и/или II и/или III скважины, последняя определяется отрицательной разностью давлений в пласте и в полости 10 обсадной трубы 1, замеренных датчиками давлений КИП 25 перед перепускным седлом 29 и выше шагового электропривода 31 запорной иглы 30. С целью повышения качества добываемого скважинного флюида возникает необходимость селективного смешения флюидов пластов в полости 10 обсадной трубы 1 путем изменения пропускного сечения перепускного седла 29 запорной иглой 30 с помощью шагового электропривода 31 ТМС одного или нескольких РК 22 до достижения допустимого значения технологических параметров флюида пластов или отключения обводненного или депрессивного пласта, которые осуществляются по команде оператора с ПУ.After installing the installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well with TMS in the cavities of blocks 11 ', 11 "and 11'" of regulation and accounting for flow rate, pressure P, temperature T, water content R and other parameters of the
Получаемая с глубинных КИП контрольная информация может быть транслирована в режиме он-лайн через систему передачи данных GPRS или 3G в любую точку мира, имеющую доступ в интернет. Таким же образом может происходить передача управляющих команд РК 24.The control information received from the deep instrumentation can be transmitted online via the GPRS or 3G data transmission system to any part of the world that has Internet access. In the same way, the transfer of control commands of
Claims (9)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012155377/03A RU2512228C1 (en) | 2012-12-19 | 2012-12-19 | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012155377/03A RU2512228C1 (en) | 2012-12-19 | 2012-12-19 | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2512228C1 true RU2512228C1 (en) | 2014-04-10 |
Family
ID=50438479
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012155377/03A RU2512228C1 (en) | 2012-12-19 | 2012-12-19 | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2512228C1 (en) |
Cited By (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2557023C2 (en) * | 2014-06-17 | 2015-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Control unit and produced fluid flow meter for multipay well (versions) |
RU2567249C1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-11-10 | Асгар Маратович Валеев | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
RU2569390C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system |
RU2574641C2 (en) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Injection well |
RU2591061C2 (en) * | 2015-05-06 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) |
RU2591065C2 (en) * | 2015-05-18 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
RU2591225C2 (en) * | 2015-05-21 | 2016-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions) |
RU2594235C2 (en) * | 2014-08-26 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method |
RU2612410C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Reservoir fluid lifting unit |
RU2613398C2 (en) * | 2016-03-02 | 2017-03-16 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent |
RU2626485C2 (en) * | 2016-05-16 | 2017-07-28 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
RU174535U1 (en) * | 2017-04-10 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | MULTILAYER WELL CONSTRUCTION |
RU2653210C2 (en) * | 2017-08-15 | 2018-05-07 | Олег Сергеевич Николаев | Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof |
RU2670814C1 (en) * | 2017-10-11 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well |
RU2681719C1 (en) * | 2017-10-11 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of simultaneously-separate downloading of the working agent, installation and regulatory device for its implementation |
RU193950U1 (en) * | 2017-06-19 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for simultaneous and separate reservoir exploitation |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU8405U1 (en) * | 1998-02-03 | 1998-11-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Сайма" | IMPLOSION WELL CLEANING DEVICE |
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU2313659C1 (en) * | 2006-03-27 | 2007-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation |
EA200700517A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-12-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | SYSTEM FOR FINISHING WELLS, HAVING DEVICES FOR CONTROLLING THE EFFICIENCY OF THE SAND, INDUCTIVE CONNECTOR AND SENSOR LOCATED NEAR THE DEVICES FOR THE CONTROL OF THE EXTRACT OF THE SAND |
RU2339796C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
-
2012
- 2012-12-19 RU RU2012155377/03A patent/RU2512228C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU8405U1 (en) * | 1998-02-03 | 1998-11-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Сайма" | IMPLOSION WELL CLEANING DEVICE |
RU2313659C1 (en) * | 2006-03-27 | 2007-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation |
EA200700517A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-12-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | SYSTEM FOR FINISHING WELLS, HAVING DEVICES FOR CONTROLLING THE EFFICIENCY OF THE SAND, INDUCTIVE CONNECTOR AND SENSOR LOCATED NEAR THE DEVICES FOR THE CONTROL OF THE EXTRACT OF THE SAND |
RU2339796C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
Cited By (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2567249C1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-11-10 | Асгар Маратович Валеев | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
RU2557023C2 (en) * | 2014-06-17 | 2015-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Control unit and produced fluid flow meter for multipay well (versions) |
RU2594235C2 (en) * | 2014-08-26 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method |
RU2569390C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system |
RU2574641C2 (en) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Олег Сергеевич Николаев | Injection well |
RU2591061C2 (en) * | 2015-05-06 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) |
RU2591065C2 (en) * | 2015-05-18 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
RU2591225C2 (en) * | 2015-05-21 | 2016-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions) |
RU2612410C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Reservoir fluid lifting unit |
RU2613398C2 (en) * | 2016-03-02 | 2017-03-16 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent |
RU2626485C2 (en) * | 2016-05-16 | 2017-07-28 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
RU174535U1 (en) * | 2017-04-10 | 2017-10-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | MULTILAYER WELL CONSTRUCTION |
RU193950U1 (en) * | 2017-06-19 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for simultaneous and separate reservoir exploitation |
RU2653210C2 (en) * | 2017-08-15 | 2018-05-07 | Олег Сергеевич Николаев | Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof |
RU2670814C1 (en) * | 2017-10-11 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well |
RU2670814C9 (en) * | 2017-10-11 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well |
RU2681719C1 (en) * | 2017-10-11 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of simultaneously-separate downloading of the working agent, installation and regulatory device for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
RU2385409C2 (en) | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method | |
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
RU2488686C1 (en) | Method for separation and control of development of deposits drains with horizontal well, and device for its implementation | |
RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
RU2313659C1 (en) | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation | |
RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
RU2485290C1 (en) | Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability | |
CN104126051A (en) | Method for producing hydrocarbon gas from wellbore and valve assembly | |
RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
CN109267971A (en) | A kind of hydraulic control intelligent well completion water control device | |
RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
RU2547190C1 (en) | Well fluid regulator | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
RU2500882C2 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20141118 |