RU2513896C1 - Method of dual operation of two strata with one well - Google Patents
Method of dual operation of two strata with one well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513896C1 RU2513896C1 RU2012149744/03A RU2012149744A RU2513896C1 RU 2513896 C1 RU2513896 C1 RU 2513896C1 RU 2012149744/03 A RU2012149744/03 A RU 2012149744/03A RU 2012149744 A RU2012149744 A RU 2012149744A RU 2513896 C1 RU2513896 C1 RU 2513896C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- packer
- sleeve
- pump
- electric drive
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может использоваться при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.The invention relates to mining, in particular to oil production, and can be used for simultaneous and separate operation of two layers of one well.
Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, содержащая верхний насос, состоящий из верхнего цилиндра с боковыми всасывающим и нагнетательным клапанами и полого плунжера, причем нагнетательный боковой клапан сообщен обводным каналом с полостью лифтовых труб, и нижний насос, состоящий из нижнего цилиндра с всасывающим клапаном и нижнего плунжера, оснащен снизу нагнетательным клапаном и сообщен с полыми штангами через верхний полый плунжер. Нижний цилиндр выше всасывающего клапана снабжен полым удлинителем, имеющим внутренний диаметр больше, чем у нижнего цилиндра, а плунжер нижнего насоса - отверстием в боковой стенке, выполненным с возможностью сообщения при регулировке хода полого плунжера насоса с полостью удлинителя. Верхний цилиндр в верхней части выполнен с отверстием, через которое его полость сообщена каналом с полостью лифтовых труб (Патент RU №2386794 С1 на изобретение «Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной». - МПК: Е21В 43/12, F04B 47/00. - 20.04.2010). Основным недостатком известной установки является отсутствие возможности регулирования депрессий верхнего пласта скважины.A known installation for simultaneous and separate operation of two layers with one well, comprising an upper pump consisting of an upper cylinder with side suction and discharge valves and a hollow plunger, the pressure side valve being in communication with a bypass channel with a cavity of elevator pipes, and a lower pump consisting of a lower cylinder with a suction valve and lower plunger, equipped with a lower discharge valve and communicated with hollow rods through the upper hollow plunger. The lower cylinder above the suction valve is equipped with a hollow extension having an inner diameter larger than that of the lower cylinder, and the lower pump plunger with a hole in the side wall, made with the possibility of communication when adjusting the stroke of the hollow pump plunger with the extension cavity. The upper cylinder in the upper part is made with a hole through which its cavity is communicated by a channel with a cavity of elevator pipes (Patent RU No. 2386794 C1 for the invention “Pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in one well.” - IPC: Е21В 43/12, F04B 47/00. - 04/20/2010). The main disadvantage of the known installation is the inability to control the depressions of the upper formation.
Наиболее близким аналогом является известная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов 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 соединенным 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). Данное техническое решение принято за прототип.The closest analogue is the known installation for simultaneous and separate operation of two layers of the well, including a pipe string, a pump with a liner, a hydraulic channel or an electric cable, at least one packer of hydraulic, or mechanical, or electrical action, located on the liner and / or outside the shank, and is equipped with at least one regulating shut-off-by-pass device of reusable hydraulic or electrical action located on the shank and / or outside the tail ika and connected to the hydraulic channel 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: E2 1B 43/00. - 07/10/2010). This technical solution is taken as a prototype.
Основным недостатком известной установки, принятой за прототип, является отсутствие возможности регулирования дебита скважины при возникновении депрессий верхнего пласта.The main disadvantage of the known installation, adopted as a prototype, is the inability to control the flow rate of the well in the event of depressions of the upper reservoir.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является способность регулирования дебита при возникновении депрессий верхнего пласта, связанных с увеличением давления в нижнем пласте скважины.The main task to be solved by the claimed invention is directed, is the ability to control flow rate in the event of depressions of the upper formation associated with an increase in pressure in the lower formation of the well.
Техническим результатом от использования указанного изобретения является исключение влияния депрессии верхнего пласта на возможность регулируемого отбора флюида в зависимости от перепада давлений в пластах.The technical result from the use of this invention is to exclude the influence of depression of the upper reservoir on the possibility of controlled fluid selection depending on the differential pressure in the reservoirs.
Указанный технический результат достигается тем, что, в установке одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, размещенных в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, силовой погружной кабель, питающий погружной электропривод глубинного насоса, проходящий через пакер, и регулировочное запорно-перепускное устройство, согласно предложенному техническому решению.The specified technical result is achieved by the fact that, in the installation of simultaneous-separate operation of two layers of one well, containing a string of tubing located in the casing of the well, forming the annulus, a packer, a deep electric drive pump, a power submersible cable that feeds the deep submersible electric drive a pump passing through the packer, and an adjustment shut-off and bypass device, according to the proposed technical solution.
упомянутое регулировочное запорно-перепускное устройство выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в упомянутом пакере и ограниченном муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины, верхней муфтой корпус устройства сопряжен с упомянутой колонной насосно-компрессорных труб на уровне, по крайней мере, выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве выше пакера, а нижней муфтой корпус соединен с упомянутым глубинным электроприводным насосом посредством трубчатого переходника, при этом в верхней муфте выполнено отверстие, в котором установлен ниппель с упором в торец гнезда, выполненного в нижней муфте, образующие с корпусом канал для прохода флюида из полости переходника в колонну насосно-компрессорных труб через продольные каналы муфт, а в ниппеле установлена запорная игла с электроприводом, сообщающим запорной игле возвратно-поступательное движение, взаимодействующая с перепускным седлом, выполненным в полости ниппеля, с возможностью регулирования потока флюида из верхнего пласта через радиальные каналы муфт и полость ниппеля в межтрубное пространство ниже пакера, для чего в ниппеле выполнены окна, сообщающиеся с радиальными каналами верхней муфты, при этом электропривод запорной иглы соединен с системой управления регулировочным запорно-перепускным устройством, задающей запорной игле возвратно-поступательные перемещения, геофизическим кабелем, проходящим через колонну насосно-компрессорных труб и геофизический лубрикатор, установленный на фонтанной арматуре;said adjustment shut-off device is made in a cylindrical body installed in said packer and limited by cross fluid couplings from well strata, with a top coupling the device body is interfaced with said tubing string at a level at least above gravel and sand packing in the annulus above the packer, and the lower coupling the housing is connected to the aforementioned deep electric drive pump by means of a tubular adapter, while in the upper coupling there is a hole in which a nipple is installed with an emphasis on the end of the socket made in the lower sleeve, forming a channel with the housing for the passage of fluid from the adapter cavity into the tubing string through the longitudinal channels of the couplings, and a locking needle with an electric drive communicating with the locking pin is installed in the nipple the needle is reciprocating, interacting with a bypass seat made in the nipple cavity, with the possibility of regulating the fluid flow from the upper layer through the radial channels of the couplings and the nipple cavity in the inter the bottom space is below the packer, for which the nipple is made of windows communicating with the radial channels of the upper coupling, while the electric drive of the locking needle is connected to the control system of the adjusting locking-by-pass device, which sets the locking needle back and forth, by a geophysical cable passing through the pump compressor pipes and a geophysical lubricator mounted on fountain fittings;
ниппель установлен в муфтах с возможностью демонтажа и установки электроприводной запорной иглы через колонну насосно-компрессорных труб с помощью геофизического лубрикатора, при этом снаружи ниппеля на уровне окон выполнена проточка, способствующая сообщению окон ниппеля с радиальными каналами верхней муфты, а на ниппеле установлены две пары манжет на уровне поверхностей муфт, сопрягаемых с ниппелем;the nipple is installed in the couplings with the ability to dismantle and install an electric drive locking needle through the tubing string using a geophysical lubricator, while a groove is made outside the nipple at the window level, which facilitates the communication of the nipple windows with radial channels of the upper coupling, and two pairs of cuffs are installed on the nipple at the level of the surfaces of the couplings mating with the nipple;
перепускное седло выполнено на уровне нижних кромок окон ниппеля;the bypass saddle is made at the level of the lower edges of the nipple windows;
диаметр ниппеля, по меньшей мере, на высоте гнезда нижней муфты, меньше диаметра его на длине отверстия в верхней муфте;the diameter of the nipple, at least at the height of the socket of the lower sleeve, is less than its diameter along the length of the hole in the upper sleeve;
установка снабжена розеткой контактной пары кабельного разъема геофизического кабеля для подключения станции управления регулировочным запорно-перепускным устройством, установленной, например, на геофизическом лубрикаторе;the installation is equipped with a socket for the contact pair of the cable connector of the geophysical cable for connecting the control station with an adjusting locking and bypass device installed, for example, on a geophysical lubricator;
станция управления регулировочным запорно-перепускным устройством снабжена интерфейсом беспроводной передачи данных и управляющих команд с компьютера потребителя через спутниковую систему связи GPRS.The control station for the adjustment shut-off and by-pass device is equipped with an interface for the wireless transmission of data and control commands from the consumer's computer via the GPRS satellite communication system.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features that are identical to all the features of the claimed installation for simultaneous and separate operation of two layers in one well. 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 соответствуют 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".
На представленном чертеже (фиг.1) схематично показан общий вид предложенной установки одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.The drawing (Fig. 1) schematically shows a general view of the proposed installation for simultaneous and separate operation of two layers of one well.
Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, размещенных в обсадной трубе 2 скважины, образующие межтрубное пространство 3, пакер 4, глубинный электроприводной насос 5, силовой погружной кабель 6, проходящий через пакер 4, питающий от станции электропитания 7 погружной электропривод 8 глубинного насоса 5, и регулировочное запорно-перепускное устройство 9. Последнее выполнено в цилиндрическом корпусе 10, установленном в пакере 4 и ограниченном со стороны торцов муфтами 11 и 12 перекрестного течения флюидов из пластов I и II скважины. Верхней муфтой 11 корпус 10 сопряжен с НКТ 1 на уровне, по крайней мере, выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве 3 выше пакера 4, а нижней муфтой 12 корпус 10 соединен с глубинным электроприводным насосом 5 посредством трубчатого переходника 13. В верхней муфте 11 выполнено отверстие 14, в котором установлен ниппель 15 с упором в торец гнезда (условно не показано), выполненного в нижней муфте 12, образующие с корпусом 10 канал 16 прохода флюида из полости переходника 13 в НКТ 1 через продольные каналы 17 и 18 муфт 11 и 12, соответственно. На ниппеле 15 установлены две пары манжет (условно не показаны) на уровне поверхностей муфт 11 и 12, сопрягаемых с ниппелем 15, в последнем выполнены окна 19, сообщающиеся с радиальными каналами 20 верхней муфты 11. Диаметр ниппеля 15, по меньшей мере, на высоте сопрягаемого гнезда нижней муфты 12 меньше диаметра его на длине сопрягаемого отверстия 14 верхней муфты 11. В полости ниппеля 15 расположена запорная игла 21 с электроприводом 22, сообщающим запорной игле 21 возвратно-поступательное движение, взаимодействующая с перепускным седлом 23, выполненным в полости ниппеля 15 на уровне нижних кромок окон 19, регулирующие поток флюида из верхнего пласта I через радиальные каналы 20 и 24 муфт 11 и 12, соответственно, и полость ниппеля 15 в межтрубное пространство 3 ниже пакера 4. Электропривод 22 запорной иглы 21 соединен с системой управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 с помощью геофизического кабеля 26, задающего запорной игле 19 возвратно-поступательное перемещение, проходящим через НКТ 1 и геофизический лубрикатор 27, установленный на фонтанной арматуре 28. Ниппель 15 установлен в верхней 11 и нижней 12 муфтах с возможностью демонтажа и установки его с запорной иглой 21 и электроприводом 22 через НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27, для чего на ниппеле 15 на уровне окон 19 выполнена проточка (условно не показана), сообщающая окна 19 в ниппеле 15 с радиальными каналами 20 верхней муфты 11. Установка снабжена розеткой 29 контактной пары кабельного разъема геофизического кабеля 26 для подключения станции управления 25, установленной на геофизическом лубрикаторе 27. Станция управления 25 снабжена интерфейсом беспроводной передачи данных и управляющих команд с компьютера потребителя 30 через спутниковую систему связи GPRS.Installation for simultaneous and separate operation of two layers with one well contains a string of tubing 1 located in the casing 2 of the well, forming the annulus 3, packer 4, deep electric drive pump 5, power cable 6, passing through the packer 4, feeding from the power supply station 7 a submersible electric drive 8 of the submersible pump 5, and an adjustment shut-off-by-pass device 9. The latter is made in a cylindrical body 10 installed in the packer 4 and bounded from the ends couplings 11 and 12 of the cross-flow of fluids from formations I and II of the well. The upper sleeve 11 of the housing 10 is connected to the tubing 1 at least above the gravel and sand packing in the annular space 3 above the packer 4, and the lower sleeve 12 of the housing 10 is connected to the deep electric drive pump 5 by means of a tubular adapter 13. In the upper sleeve 11 a hole 14 is made in which a nipple 15 is installed with an emphasis on the end face of the socket (not shown conventionally), made in the lower sleeve 12, forming with the body 10 a channel 16 of the fluid passage from the cavity of the adapter 13 into the tubing 1 through the longitudinal channels 17 and 18 of the couplings 11 and 12, respectively. Two pairs of cuffs (not shown conditionally) are installed on the nipple 15 at the level of the surfaces of the couplings 11 and 12, mating with the nipple 15, in the latter there are windows 19 communicating with the radial channels 20 of the upper coupling 11. The diameter of the nipple 15 is at least at a height the mating socket of the lower sleeve 12 is smaller than its diameter along the length of the mating hole 14 of the upper sleeve 11. In the cavity of the nipple 15 there is a locking needle 21 with an electric drive 22, which tells the locking needle 21 reciprocating movement, interacting with the bypass saddle 23, made in the cavity of the nipple 15 at the level of the lower edges of the windows 19, regulating the flow of fluid from the upper reservoir I through the radial channels 20 and 24 of the couplings 11 and 12, respectively, and the cavity of the nipple 15 into the annulus 3 below the packer 4. The electric drive 22 of the locking needle 21 is connected to the system control 25 of the adjusting locking and bypass device 9 using a geophysical cable 26 defining the locking needle 19 reciprocating movement passing through the tubing 1 and the geophysical lubricator 27 mounted on the fountain arm 28. The nipple 15 is installed in the upper 11 and lower 12 couplings with the possibility of dismantling and installing it with a locking needle 21 and an electric drive 22 through the tubing 1 using a geophysical lubricator 27, for which a groove is made on the nipple 15 at the level of windows 19 (not shown conditionally), communicating the windows 19 in the nipple 15 with radial channels 20 of the upper sleeve 11. The installation is equipped with a socket 29 of the contact pair of the cable connector of the geophysical cable 26 for connecting a control station 25 installed on the geophysical lubricator 27. The control station 25 is equipped with a wireless transfer interface Achi data and control commands with user computer 30 via the satellite communication system GPRS.
Предложенная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины работает следующим образом.The proposed installation for simultaneous and separate operation of two layers of the well works as follows.
В обсадную трубу 2 скважины на НКТ 1 спускают на заданную глубину электроприводной насос 5 с силовым погружным кабелем 6 от станции электропитания 7 погружного электропривода 8 глубинного насоса 5 и регулировочное запорно-перепускное устройство 9, соединенные посредством трубчатого переходника 13, и закрепляют в обсадной трубе 2 с помощью пакера 4, установленного между пластами I и II скважины. После этого по НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27 на геофизическом кабеле 26 в цилиндрический корпус 10 регулировочного запорно-перепускного устройства 9 спускают ниппель 15 с запорной иглой 21 и электроприводом 22 и герметично с помощью двух пар манжет устанавливают в отверстие 14 верхней муфты 11 перекрестного течения с упором в торец гнезда нижней муфты 12 перекрестного течения таким образом, чтобы между радиальными каналами 20 верхней муфты 11 и окнами 19 было сообщение через проточку на ниппеле 15. При этом геофизический кабель 26 соединен с розеткой 29 кабельного разъема, установленным на геофизическом лубрикаторе 27. Гидравлически регулировочное запорно-перепускное устройство 9, установленное цилиндрическим корпусом 10 в пакере 4, регулирует сообщение или разобщение межтрубного пространства 3 ниже пакера 4 с надпакерным межтрубным пространством 3 - выше пакера 4 путем сообщения электроприводу 22 со станции управления 25 возвратно-поступательных перемещений запорной игле 21 относительно перепускного седла 23. Запорная игла 21 с перепускным седлом 23 в полости ниппеля 15 находятся в закрытом положении, перекрывающем проход флюида из нижнего пласта II через регулировочное запорно-перепускное устройство 9 в надпакерное межтрубное пространство 3 - выше пакера 4, исключая тем самым возможную депрессию верхнего пласта I при больших перепадах давления нижнего пласта II над верхним пластом I при введении в работу электроприводного насоса 5. К розетке 29 кабельного разъема геофизического кабеля 26, установленной на геофизическом лубрикаторе 27, подключают станцию управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9.An electric drive pump 5 with a submersible cable 6 from a power supply station 7 of a submersible electric drive 8 of a deep pump 5 and an adjustment shut-off device 9 connected by a tubular adapter 13 are lowered into the casing 2 of the wells on the tubing 1 and fixed in the casing 2 using the packer 4, installed between the layers I and II of the well. After that, through the tubing 1 using a geophysical lubricator 27 on a geophysical cable 26, a nipple 15 with a locking needle 21 and an electric drive 22 is lowered into the cylindrical body 10 of the adjusting locking and bypass device 9 and is sealed with two pairs of cuffs into the hole 14 of the upper cross-flow coupling 11 with emphasis on the end face of the socket of the lower sleeve 12 of the cross flow so that between the radial channels 20 of the upper sleeve 11 and the windows 19 there is a message through the groove on the nipple 15. In this case, the geophysical cable 26 is connected with a socket 29 of a cable connector mounted on a geophysical lubricator 27. A hydraulically adjusting locking and bypass device 9, mounted by a cylindrical body 10 in the packer 4, controls the communication or uncoupling of the annular space 3 below the packer 4 with the above-packer annular space 3 - above the packer 4 by communication the actuator 22 from the control station 25 of the reciprocating movements of the locking needle 21 relative to the bypass seat 23. The locking needle 21 with the bypass saddle 23 in the cavity of the nipple 15 finding in the closed position, blocking the passage of fluid from the lower reservoir II through the adjusting locking and bypass device 9 into the above-pack annular space 3 - above the packer 4, thereby eliminating the possible depression of the upper reservoir I at large pressure drops of the lower reservoir II over the upper reservoir I when introduced into the operation of the electric drive pump 5. To the outlet 29 of the cable connector of the geophysical cable 26 installed on the geophysical lubricator 27, the control station 25 is connected with an adjusting locking-overflow device 9.
Далее на станции электропитания 7 через силовой кабель 6 включают в работу погружной электропривод 8, который приводит в действие глубинный электроприводной насос 5, последний начинает отбор флюида из нижнего пласта II, который поступает через трубчатый переходник 13, продольные каналы 18 нижней муфты 12, канал 16 между цилиндрическим корпусом 10 и ниппелем 15, продольные каналы 17 верхней муфты 11 по НКТ 1 через фонтанную арматуру 28 на поверхность скважины. Данный режим работы установки применяют в случаях превышения давления нижнего пласта II над давлением верхнего пласта I в скважине, исключающий депрессию верхнего пласта. Если же давление нижнего пласта II меньше давления верхнего пласта I, то со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 по геофизическому кабелю 26, запорной игле 21 посредством электропривода 22 сообщают движение на открытие перепускного седла 23 в полости ниппеля 15, через которое флюид из верхнего пласта I поступает через межтрубное пространство 3 выше пакера 4, радиальные каналы 20 верхней муфты 11, проточку, окна 19 и перепускное седло 23, минуя запорную иглу 21 ниппеля 15, непосредственно в полость ниппеля 15 ниже перепускного седла 23. Из полости ниппеля 15 флюид через радиальные каналы 24 нижней муфты 12 поступает в межтрубное пространство 3 ниже пакера 4, из которого забирается насосом 5 и подается через трубчатый переходник 13, продольные каналы 18 нижней муфты 12, канал 16 между цилиндрическим корпусом 10 и ниппелем 15, продольные каналы 17 верхней муфты 11 по НКТ 1 через фонтанную арматуру 28 на поверхность скважины.Then, at the power supply station 7, a submersible electric drive 8 is turned on through the power cable 6, which drives the deep electric drive pump 5, the latter starts the selection of fluid from the lower reservoir II, which enters through the pipe adapter 13, longitudinal channels 18 of the lower coupling 12, channel 16 between the cylindrical body 10 and the nipple 15, the longitudinal channels 17 of the upper sleeve 11 through the tubing 1 through the fountain fittings 28 to the surface of the well. This mode of operation of the installation is used in cases where the pressure of the lower reservoir II exceeds the pressure of the upper reservoir I in the well, which excludes depression of the upper reservoir. If the pressure of the lower reservoir II is less than the pressure of the upper reservoir I, then from the control station 25 of the adjusting locking-by-pass device 9 through the geophysical cable 26, the locking needle 21 by means of an electric drive 22, movement is opened to open the bypass saddle 23 in the cavity of the nipple 15, through which the fluid from the upper layer I enters through the annulus 3 above the packer 4, the radial channels 20 of the upper sleeve 11, the groove, the windows 19 and the bypass seat 23, bypassing the locking needle 21 of the nipple 15, directly into the cavity of the nipple 15 below the bypass the second seat 23. From the cavity of the nipple 15, the fluid through the radial channels 24 of the lower sleeve 12 enters the annulus 3 below the packer 4, from which it is taken by the pump 5 and fed through the tube adapter 13, the longitudinal channels 18 of the lower sleeve 12, the channel 16 between the cylindrical body 10 and nipple 15, the longitudinal channels 17 of the upper sleeve 11 along the tubing 1 through the fountain fittings 28 to the surface of the well.
В случае необходимости отбора флюида только из нижнего пласта II со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 электроприводом 22 перекрывают перепускное седло 23 запорной иглой 21 в ниппеле 15, тем самым прекращают приток флюида из верхнего пласта I к насосу 5. В зависимости от изменения давления в нижнем пласте II производят периодическое открытие или закрытие полностью или частично перепускного седла 23 запорной иглой 21 ниппеля 15 путем сообщения электроприводу 22 управляющих команд на возвратно-поступательные перемещения запорной иглы 21 со станции управления 25 регулировочным запорно-перепускным устройством 9 по геофизическому кабелю 26 через розетку 29 на геофизическом лубрикаторе 27. Таким образом исключается обводнение скважины при больших депрессиях верхнего пласта I.If it is necessary to take fluid only from the lower reservoir II from the control station 25 with the adjusting shut-off / bypass device 9, the electric drive 22 shut off the by-pass saddle 23 with the shut-off needle 21 in the nipple 15, thereby stopping the flow of fluid from the upper reservoir I to the pump 5. Depending on the change the pressure in the lower layer II periodically open or close the by-pass saddle 23, completely or partially, with the locking needle 21 of the nipple 15 by communicating to the electric actuator 22 control commands for reciprocating the location of the shut-off needle 21 from the control station 25 of the adjusting shut-off-by-pass device 9 through the geophysical cable 26 through the socket 29 on the geophysical lubricator 27. This eliminates well flooding during major depressions of the upper formation I.
При необходимости демонтажа ниппеля 15 в случае ремонта или смены электроприводной запорной иглы 21 с перепускным седлом 23 ниппель 15 с манжетами удаляют из муфт 11 и 12 через колонну НКТ 1 с помощью геофизического лубрикатора 27 на поверхность скважины и устанавливают обратно.If it is necessary to dismantle the nipple 15 in the case of repair or change of the electric locking needle 21 with the overflow seat 23, the nipple 15 with the cuffs is removed from the couplings 11 and 12 through the tubing string 1 using a geophysical lubricator 27 on the well surface and installed back.
Управление регулировочным запорно-перепускным устройством 9 возможно с использованием интерфейса передачи данных и управляющих команд станции управления 25 от компьютера 30 через спутниковую систему связи GPRS.The control of the locking and bypass device 9 is possible using the data transmission interface and control commands of the control station 25 from the computer 30 via the GPRS satellite communication system.
Предлагаемая установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной обеспечивает оптимизацию работы скважины путем повышения эффективности регулирования одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной за счет дистанционного управления регулировочным запорно-перепускным устройством, а также учет всех геолого-промысловых требований по эксплуатации скважины в режиме реального времени.The proposed installation of simultaneous-separate operation of two layers with one well ensures optimization of the well’s work by increasing the efficiency of regulation of simultaneous-separate and alternate operation of two layers with one well due to the remote control of the control shut-off and bypass device, as well as taking into account all the geological and field requirements for well operation in real time.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012149744/03A RU2513896C1 (en) | 2012-11-21 | 2012-11-21 | Method of dual operation of two strata with one well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012149744/03A RU2513896C1 (en) | 2012-11-21 | 2012-11-21 | Method of dual operation of two strata with one well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513896C1 true RU2513896C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50481144
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012149744/03A RU2513896C1 (en) | 2012-11-21 | 2012-11-21 | Method of dual operation of two strata with one well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513896C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106014379A (en) * | 2016-07-27 | 2016-10-12 | 大港油田集团有限责任公司 | Layered simultaneous production testing string |
| RU2611786C2 (en) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer pump facility for fluid production from two well formations |
| RU2724084C2 (en) * | 2018-05-04 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" (ООО "РН-БашНИПИнефть") | Unit for simultaneous separate operation of formations |
| RU2780982C1 (en) * | 2021-10-15 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof |
| WO2023063854A1 (en) * | 2021-10-15 | 2023-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (Ооо "Газпромнефть Нтц) | Oil production method and device for implementing same |
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 |
| 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) |
| RU95741U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-10 | Олег Марсович Гарипов | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
-
2012
- 2012-11-21 RU RU2012149744/03A patent/RU2513896C1/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 |
| 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) |
| RU95741U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-10 | Олег Марсович Гарипов | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611786C2 (en) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer pump facility for fluid production from two well formations |
| CN106014379A (en) * | 2016-07-27 | 2016-10-12 | 大港油田集团有限责任公司 | Layered simultaneous production testing string |
| RU2724084C2 (en) * | 2018-05-04 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" (ООО "РН-БашНИПИнефть") | Unit for simultaneous separate operation of formations |
| RU2780982C1 (en) * | 2021-10-15 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof |
| WO2023063854A1 (en) * | 2021-10-15 | 2023-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (Ооо "Газпромнефть Нтц) | Oil production method and device for implementing same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| US11255171B2 (en) | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger | |
| MX2014000947A (en) | System and method for production of reservoir fluids. | |
| US10858921B1 (en) | Gas pump system | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| US20230028424A1 (en) | Apparatuses, systems and methods for hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process | |
| RU115408U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL | |
| RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
| RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
| RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| CN109072679B (en) | Downhole tool with open/closed axial and lateral fluid passages | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| US10508514B1 (en) | Artificial lift method and apparatus for horizontal well | |
| CA2982072C (en) | Jet pump lift system for producing hydrocarbon fluids | |
| RU152473U1 (en) | WELL GAS BYPASS COUPLING | |
| CN104704196A (en) | Wireline pump | |
| RU151716U1 (en) | HYDRAULIC GARIPOV REGULATOR | |
| RU2739805C1 (en) | Gas lift unit | |
| CN111021999B (en) | Liquid drainage and gas production integrated pipe column | |
| US11773701B1 (en) | Gas pump system | |
| US11767740B1 (en) | Life-of-well gas lift systems for producing a well and gas pump systems having pump control valves with belleville washers | |
| US11492880B2 (en) | Gas operated, retrievable well pump for assisting gas lift | |
| RU2704088C1 (en) | Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump | |
| US20210054726A1 (en) | Method of Producing Hydrocarbon Fluids From Casing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140924 |