RU2515630C1 - Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation - Google Patents
Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515630C1 RU2515630C1 RU2012144856/03A RU2012144856A RU2515630C1 RU 2515630 C1 RU2515630 C1 RU 2515630C1 RU 2012144856/03 A RU2012144856/03 A RU 2012144856/03A RU 2012144856 A RU2012144856 A RU 2012144856A RU 2515630 C1 RU2515630 C1 RU 2515630C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- rod
- packer
- installation
- pipe string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for simultaneous and separate production of hydrocarbons from two layers through one well.
Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, верхний штанговый и нижний электропогружной насосы для откачки продукции соответствующих пластов. Верхний и нижний насосы заключены соответственно в верхний кожух, сверху сообщенный с колонной лифтовых труб и снабженный боковым каналом, и нижний кожух с узлом герметизации кабеля, сообщенный с подпакерным пространством через хвостовик. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, а прием штангового насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством. Верхний кожух снабжен внутренней вертикальной полой технологической втулкой, сообщенной снизу с боковым каналом, который оснащен обратным защитным клапаном. Штанговый насос выполнен вставным с нижним манжетным якорем, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в технологической втулке с обеспечением сообщения входа штангового насоса с этой втулкой. Вход бокового канала выполнен наклоненным вниз под углом 15-60° к оси верхнего кожуха (патент РФ №76969, опубл. 10.10.2008 г.).Known pumping unit for the simultaneous separate operation of two layers in the well, including a column of elevator pipes, cable, a packer installed between the layers, a shank, an upper sucker rod and lower electric submersible pumps for pumping the products of the corresponding layers. The upper and lower pumps are respectively enclosed in an upper casing, top connected to the column of elevator pipes and provided with a side channel, and a lower casing with a cable sealing unit, communicated with the under-packer space through the shank. The output of the electric submersible pump is communicated with the upper casing, and the intake of the sucker rod pump via the side channel is communicated with the over-packer space. The upper casing is equipped with an internal vertical hollow technological sleeve communicated from below with a side channel, which is equipped with a check valve. The sucker rod pump is made plug-in with the lower cuff anchor, made with the possibility of a tight fit in the technological sleeve during the interaction, ensuring the input of the sucker rod pump with this sleeve. The entrance of the side channel is made inclined downward at an angle of 15-60 ° to the axis of the upper casing (RF patent No. 76969, publ. 10.10.2008).
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты), по одному варианту установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем, кабелем и кожухом. Согласно изобретению при допустимости смешения продукции пластов она снабжена узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле электропогружного насоса. Кроме того, установка имеет канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб и канал для приема и перекачки продукции штанговым насосом из верхнего пласта через межтрубное пространство в колонну лифтовых труб. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. При этом обеспечена возможность поступления продукции нижнего пласта через этот хвостовик, кожух и канал с обратным клапаном в колонну лифтовых труб. По другому варианту при недопустимости смешения продукции пластов, штанги верхнего насоса выполнены полыми (патент РФ №2339798, опубл. 27.11.2008 г.).A known pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in the well (options), according to one embodiment, the installation contains a column of elevator pipes, a cable, a packer, a liner and two pumps, the upper of which is made by a rod and the lower one is electric submersible with an electric motor, cable and casing. According to the invention, when it is admissible to mix formation products, it is equipped with a cable sealing unit, which is located in the input module of the electric submersible pump. In addition, the installation has a channel with a check valve for connecting the output of the electric submersible pump with a column of elevator pipes and a channel for receiving and pumping products with a sucker rod pump from the upper layer through the annulus to the column of elevator pipes. The casing is made covering only the electric motor and communicates with the under-packer space through the shank. At the same time, it is possible for the lower layer products to enter through this shank, casing and channel with a check valve into the lift pipe string. In another embodiment, when mixing the formation products is inadmissible, the rods of the upper pump are hollow (RF patent No. 2339798, publ. November 27, 2008).
Известна скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, перепускное устройство, верхний, заключенный в кожух, - плунжерный с колонной штанг и нижний, сообщенный с подпакерным пространством, - электропогружной с электродвигателем, насосы для откачки продукции соответствующих пластов, узел герметизации кабеля. Выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством. Патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб, снабжен дополнительным обратным клапаном. Плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха. Давление посадки пакера ниже установленного для регулируемых клапанов обратного клапана (патент РФ №2405925, опубл. 10.12.2010 г.).A well-known pumping unit for simultaneous separate operation of two layers, comprising a column of lift pipes, a cable, a packer installed between the layers, a transfer device, an upper enclosed in a casing, a plunger with a column of rods and a lower communicating with the under-packer space, is electric submersible with an electric motor , pumps for pumping the products of the corresponding layers, cable sealing assembly. The output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is connected from above to the column of elevator pipes and is equipped with a side channel communicating the inlet of the upper pump with an over-packer space. The pipe, which communicates the output of the lower pump with a column of elevator pipes, is equipped with an additional non-return valve. The plunger pump is made plug-in with the possibility of tight interaction with the inner surface of the technological pipe of the upper casing. Packer landing pressure is lower than that set for check valves for adjustable valves (RF patent No. 2405925, publ. 10.12.2010).
Известна установка, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным. Согласно изобретению нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик. Хвостовик выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом. Этот кожух сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом. При этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса. Прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2291953, опубл. 20.01.2007 г.).A known installation containing a column of elevator pipes, a cable, a packer, a liner and two separate pumps for pumping formation products, which are enclosed in the upper and lower casings, and the pump for pumping the production of the lower layer is made submersible. According to the invention, the lower casing of the electric submersible pump is provided with a cable sealing unit and is communicated from below with a sub-packer space through a shank. The liner above the packer is equipped with a bypass device that is able to provide hydraulic communication between the above-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the pressure of operation of the bypass device is reached in the well. The output of the electric submersible pump is in communication with the upper casing. This casing is connected to the column of elevator pipes from above and is provided with a side channel. In this case, the upper pump is a rod pump, the rod string of which is hollow and hermetically connected to the plunger of the rod pump. The reception of this pump through the side channel is communicated with the over-packer space (RF patent No. 2291953, publ. 20.01.2007).
Известна насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, два насоса, нижний из которых является электропогружным, а верхний заключен в кожух. Пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство (патент РФ №2427705, опубл. 27.08.2011 г.).Known pumping unit for the simultaneous separate operation of two layers in the well, containing a column of elevator pipes, cable, packer, bypass device, two pumps, the lower of which is electric submersible, and the upper one is enclosed in a casing. The packer is equipped with a cable sealing unit and a detachable sleeve, the lower pump is located in the under-packer space, while the output of the lower pump is connected through the packer to the casing of the upper pump by an inter-pump pipe string, on which a bypass device is placed below the packer (RF patent No. 2427705, published on 08.27.2011 g.).
Недостатком известных установок является отсутствие возможности эксплуатации верхнего пласта электропогружным насосом, а нижнего пласта плунжерным насосом в случае, если верхний пласт высокопродуктивный, а нижний пласт низкопродуктивный.A disadvantage of the known installations is the inability to operate the upper layer with an electric submersible pump, and the lower layer with a plunger pump if the upper layer is highly productive and the lower layer is low productivity.
Известно оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов через одну скважину, в которой нижний пласт низкопродуктивный, а верхний пласт имеет продуктивность более высокую. Нижний пласт эксплуатируется штанговым насосом, а верхний - электроцентробежным насосом. Для разобщения пластов в стволе скважины оборудование содержит пакер с оголовком, с которым герметично связан всасывающий трубопровод насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы. Жидкость из нижнего пласта по стволу пакера и его оголовок через байпасную трубку поступает в хвостовик штангового насоса. Электроцентробежный насос находится ниже штангового насоса, в потоке жидкости, поступающей из верхнего пласта и охлаждающей его двигатель (патент РФ №109792, опубл. 27.10.2011 г.).Known equipment for simultaneous and separate oil production from two reservoirs through one well, in which the lower reservoir is low productivity, and the upper reservoir has a higher productivity. The lower layer is operated by a rod pump, and the upper layer is operated by an electric centrifugal pump. To separate the strata in the wellbore, the equipment contains a packer with a head with which the suction pipe of the pumping unit, including the electric centrifugal and sucker-rod plunger pumps, is hermetically connected. The fluid from the lower reservoir along the packer barrel and its head through the bypass tube enters the shank of the sucker rod pump. The electric centrifugal pump is located below the sucker rod pump, in the fluid flow coming from the upper layer and cooling its engine (RF patent No. 109792, publ. 10.27.2011).
Недостатком известной установки является трудоемкость выполнения байпасной линии вдоль УЭЦН и невозможность применения серийных УЭЦН в 146-й эксплуатационной колонне.A disadvantage of the known installation is the complexity of the bypass line along the ESP and the inability to use serial ESP in the 146th production casing.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, выбранная в качестве прототипа, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг или колонну полых штанг, основной пакер, хвостовик с основным каналом, вход которого сообщен с подпакерным пространством, и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным. Вход плунжерного насоса сообщен с надпакерным пространством. Электропогружной насос оснащен электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим только электродвигатель и снабженным узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса. Кожух соединен с хвостовиком. Для раздельного подъема продукции пластов выход электропогружного насоса сообщен с колонной лифтовых труб, а плунжерного - с полыми штангами. Выше верхнего пласта установлен дополнительный пакер. Хвостовик снабжен дополнительным каналом, сообщающим вход электропогружного насоса с межпакерным пространством, а выход основного канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2405923, опубл. 10.12.2010 г.).A known pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in a well, selected as a prototype, comprising a column of elevator pipes, a column of rods or a column of hollow rods, a main packer, a liner with a main channel, the input of which is connected to the under-packer space, and two pumps, the upper of which is made rod-shaped, and the lower one is electric submersible. The inlet of the plunger pump is in communication with the over-packer space. The electric submersible pump is equipped with an electric motor, a cable and a casing, covering only the electric motor and equipped with a cable sealing unit, which is located in the input module of the pump. The casing is connected to the shank. For separate lifting of formation products, the output of the electric submersible pump is communicated with a column of elevator pipes, and the plunger one with hollow rods. An additional packer is installed above the upper layer. The shank is equipped with an additional channel communicating the input of the electric submersible pump with interpacker space, and the output of the main channel is communicated with the superpacker space (RF patent No. 2405923, published on December 10, 2010).
Недостатком известной установки является возникновение сжимающей нагрузки на УЭЦН при эксплуатации, а также отсутствие возможности предотвращения кольматации призабойной зоны при проведении текущего ремонта скважины или промывке глубинно-насосного оборудования и риск возникновения поглощения жидкости одного пласта другим пластом. A disadvantage of the known installation is the occurrence of a compressive load on the ESP during operation, as well as the inability to prevent mudding of the bottomhole zone during ongoing well repair or flushing of downhole pumping equipment and the risk of absorption of fluid from one formation by another formation.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважины, ведение раздельного учета жидкости, использование для эксплуатации вставного или трубного штангового глубинного насоса или винтового насоса. Также обеспечение наиболее полной выработки запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключение влияния жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достижение эффекта гидрофобизации. Кроме того, извлечение насосов для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования. The technical result of the invention is to increase the efficiency of the operation of the well, maintaining a separate metering fluid, the use for operation of a plug-in or tubular sucker rod pump or screw pump. Also, ensuring the most complete development of oil reserves from the near-wellbore zone of the formation, eliminating the influence of killing or flushing fluid on the bottom-hole zone of the formation during routine well repair, and achieving the hydrophobization effect. In addition, removing pumps for inspection without lifting the packer-valve equipment.
Технический результат достигается тем, что:The technical result is achieved by the fact that:
- в установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины над нижним пакером установлены узел безопасности, телескопическое соединение, над верхним пакером установлен разъединитель колонны, при этом между нижним и верхним пакерами имеются трубы меньшего диаметра, нижний конец которых присоединен к полому подвижному штоку телескопического соединения, а верхний конец соединен с переводником перекрестного сечения, причем трубы меньшего диаметра пропущены внутри центрального канала верхних перепускных клапанов;- in the installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well, a safety assembly, a telescopic connection are installed above the lower packer, a column disconnector is installed above the upper packer, while there are pipes of smaller diameter between the lower and upper packers, the lower end of which is connected to the hollow movable rod of the telescopic connection, and the upper end is connected to a cross-section sub, wherein pipes of smaller diameter are passed inside the central channel of the upper bypass valves;
- выше верхнего пакера установлена муфта перекрестного сечения или перфорированная труба, в которой размещен переводник;- a cross-section sleeve or perforated pipe in which a sub is placed is installed above the upper packer;
- насос, установленный внутри комплекта байпасной линии, может быть выполнен винтовым;- the pump installed inside the bypass line kit can be made screw;
- установка оснащена верхним и нижним якорями, расположенными соответственно над и под комплектом байпасной линии;- the unit is equipped with upper and lower anchors located respectively above and below the bypass line kit;
- соединяют нижние перепускные клапаны, нижний пакер, узел безопасности, прикрепляют телескопическое соединение без полого подвижного штока к колонне труб, затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны, далее в телескопическое соединение спускают полый подвижный шток, в который вкручивают трубы меньшего диаметра, при этом осуществляют подгонку труб и соединяют колонну труб меньшего диаметра с муфтой перекрестного сечения или с переводником, установленным в перфорированной трубе, присоединяют верхний пакер, монтируют разъединитель колонны, осуществляют спуск собранной установки на колонне труб до заданного интервала и перевод пакеров в рабочее положение, производят отсоединение в разъединителе колонны и подъем колонны труб, затем в скважину на колонне труб спускают извлекаемую часть разъединителя колонны, электропогружной насос, расположенный внутри кожуха, и комплект байпасной линии, состыковывают оставляемую и извлекаемую части разъединителя колонны, осуществляют спуск штангового насоса;- connect the lower bypass valves, the lower packer, the safety assembly, attach the telescopic connection without a hollow movable rod to the pipe string, then attach the upper bypass valves to the installation, then lower the hollow movable rod into the telescopic connection into which pipes of smaller diameter are screwed, while fitting pipes and connecting a string of pipes of a smaller diameter with a cross-section sleeve or with a sub installed in a perforated pipe, attach the upper packer, mount once the unit of the column, carry out the descent of the assembled installation on the pipe string to a predetermined interval and transfer the packers to the working position, disconnect the pipe in the disconnector and raise the pipe string, then the extracted part of the pipe disconnector, the electric submersible pump located inside the casing are lowered into the well on the pipe string, a set of bypass lines, dock the left and retrievable parts of the column disconnector, carry out the descent of the sucker rod pump;
- установку электропогружного насоса помещают в кожух;- the installation of an electric submersible pump is placed in a casing;
- низ колонны труб выполняют с заглушкой;- the bottom of the pipe string is performed with a plug;
- комплект байпасной линии, состоящий из верхнего и нижнего блоков, между которыми установлены две параллельные линии оборудования, одна из которых включает в себя последовательно соединенные между собой переводник, кожух штангового насоса, фильтр, переходник, на который установлен конус, входящий в соответствующую выточку нижнего блока, другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток и трубу, при этом к верхней части верхнего блока и к нижней части нижнего блока прикреплены соответственно верхний и нижний патрубки, а на наружной поверхности верхнего и нижнего блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы для укладки кабеля;- a set of bypass lines, consisting of upper and lower blocks, between which two parallel lines of equipment are installed, one of which includes a sub connected in series, a rod pump casing, a filter, an adapter on which a cone is installed, which is included in the corresponding undercut of the lower block, another line of equipment includes a polished rod and a pipe connected to each other, while the upper and the other are attached to the upper part of the upper block and to the lower part of the lower block the lower branch pipes, and on the outer surface of the upper and lower blocks, parallel to their axis, longitudinal grooves are made for laying the cable;
- к верхнему патрубку присоединена муфта;- a coupling is attached to the upper nozzle;
- подвижное соединение полированного штока с верхним блоком уплотнено манжетами и кольцами, поджатыми снизу крышкой, зафиксированной болтами.- the movable joint of the polished rod with the upper block is sealed with cuffs and rings, pressed down from the bottom by a cover fixed by bolts.
Наличие комплекта байпасной линии позволяет совместить в установке подземного скважинного оборудования установку электроцентробежного и штангового насосов с целью одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов, при этом повышается эффективность насосной эксплуатации скважины, а также достигается раздельный учет жидкости, добываемой из двух пластов. The presence of a bypass line kit allows you to combine the installation of electric centrifugal and sucker-rod pumps in the installation of underground downhole equipment for the purpose of simultaneous and separate operation of several layers, while increasing the efficiency of the pumping operation of the well, as well as the separate accounting of fluid produced from two layers.
Конструкция комплекта байпасной линии позволяет разместить в нем вставной или трубный штанговый насос или винтовой насос, производить фильтрацию жидкости, поступающей на прием насоса. The design of the bypass line kit allows you to place a plug-in or tube sucker rod pump or screw pump in it, to filter the liquid entering the pump intake.
Наличие узла безопасности дает возможность освобождения пакера при осложнениях, связанных с присыпкой его головы, а также повышает безопасность проведения ремонтных и аварийных работ. The presence of a safety node makes it possible to release the packer in case of complications associated with the powdering of its head, and also increases the safety of repair and emergency operations.
Наличие установленной выше верхнего пакера муфты перекрестного сечения или перфорированной трубы, внутри которой размещен переводник, позволяет производить перепуск жидкости из труб меньшего диаметра в затрубное кольцевое пространство. The presence of a cross-section coupling or a perforated pipe installed above the upper packer, inside of which a sub is placed, allows fluid bypass from pipes of a smaller diameter to the annular annular space.
Схема двухпакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины приведена на фиг.1. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная штанговым глубинным насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.2. Схема однопакерной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, оснащенная винтовым насосом и электропогружным насосом, приведена на фиг.3. Комплект байпасной линии представлен на фиг.4. Разрез А-А комплекта байпасной линии приведен на фиг.5. The scheme of a two-packer installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well is shown in Fig. 1. The scheme of a single-packer installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well, equipped with a rod deep pump and an electric submersible pump, is shown in figure 2. The scheme of a single-packer installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well equipped with a screw pump and an electric submersible pump is shown in Fig. 3. A set of bypass lines is presented in figure 4. Section AA of the bypass line set is shown in FIG. 5.
Двухпакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.1) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 с заглушкой 3 в следующей последовательности: нижний перепускной клапан 4, располагаемый под отверстиями нижнего интервала перфорации (под нижним продуктивным пластом) 5, нижний перепускной клапан 6, располагаемый над отверстиями нижнего интервала перфорации (над нижним продуктивным пластом) 5, нижний пакер 7, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, узел безопасности 9, телескопическое соединение 10. Над телескопическим соединением 10 установлены верхний перепускной клапан 11, располагаемый под отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний перепускной клапан 12, располагаемый над отверстиями верхнего интервала перфорации (верхним продуктивным пластом) 8, верхний пакер 13. Между нижним 7 и верхним 13 пакерами имеются трубы меньшего диаметра 14, пропущенные внутри центрального канала верхних перепускных клапанов 11, 12. Нижний конец труб меньшего диаметра 14 присоединен к полому подвижному штоку 15 телескопического соединения 10, а верхний конец соединен с муфтой перекрестного сечения 16. Вместо муфты перекрестного сечения 16 можно использовать перфорированную трубу, с установленным внутри нее переводником (на фиг.1 не показаны). Муфта перекрестного сечения 16 и перфорированная труба с переводником (на фиг.1 не показаны) предназначены для перепуска жидкости из труб меньшего диаметра 14 в затрубное кольцевое пространство 17.A two-packer installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well 1 (Fig. 1) includes equipment installed on a
Над верхним пакером 13 расположен разъединитель колонны 18, состоящий из оставляемой и извлекаемой частей (на фиг.1 не показаны), служащий для спуска и установки пакерно-клапанного оборудования на колонне труб, а также для соединения верхнего пакера 13 с установкой электропогружного насоса 19, помещенной в защитный кожух 20. Над установкой электропогружного насоса 19 расположен комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 с колонной штанг 23.Above the upper packer 13 is a disconnector of the column 18, consisting of left and removable parts (not shown in FIG. 1), which serves to lower and install the packer-valve equipment on the pipe string, as well as to connect the upper packer 13 with the installation of an electric
Однопакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 (фиг.2, фиг.3) включает оборудование, установленное на колонне труб 2 в следующей последовательности: установка электропогружного насоса 19, расположенная над нижним продуктивным пластом 5, пакер с кабельным вводом 24, разобщающий нижний продуктивный пласт 5 от верхнего продуктивного пласта 8, и комплект байпасной линии 21. Внутри комплекта байпасной линии 21 размещен штанговый глубинный насос 22 (фиг.2) с колонной штанг 23. В однопакерной установке для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины 1 также вместо штангового глубинного насоса 22 может применяться винтовой насос 25 (фиг.3). Для фиксации колонны труб 2 установка оснащена верхним и нижним якорями 26, 27 (фиг.3), расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. При этом якоря 26, 27 могут быть выполнены с пазами для укладки кабеля (на фиг.3 не показаны). Помимо этого однопакерная установка может быть оборудована обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19. The one-packer installation for simultaneous and separate operation of the multilayer well 1 (Fig. 2, Fig. 3) includes equipment installed on the
Комплект байпасной линии (фиг.4) содержит верхний 29 и нижний 30 блоки, между которыми установлены две параллельные линии оборудования. Одна из линий включает в себя последовательно соединенные между собой переводник 31, кожух штангового насоса 32, фильтр 33, переходник 34, на который установлен конус 35, входящий в соответствующую выточку нижнего блока 30. Другая линия оборудования включает в себя соединенные между собой полированный шток 36 и трубу 37. Подвижное соединение полированного штока 36 с верхним блоком 29 уплотнено манжетами и кольцами 38, поджатыми снизу крышкой 39 (фиг.5), зафиксированной болтами 40. К верхней части верхнего блока 29 (фиг.4) и к нижней части нижнего блока 30 прикреплены соответственно верхний 41 и нижний 42 патрубки. К верхнему патрубку 41 присоединена муфта 43. На наружной поверхности верхнего 29 и нижнего 30 блоков, параллельно их оси, выполнены продольные пазы 44 (фиг.5) для укладки кабеля 45. Кабель питания 45 (фиг.5) погружного электродвигателя проходит через пазы 44 верхнего 29 и нижнего 30 блоков, которые при сборке установки расположены ближе всего к линии кабеля. A set of bypass lines (figure 4) contains the upper 29 and lower 30 blocks, between which two parallel lines of equipment are installed. One of the lines includes a
Реализация способа приведена в описании работы оборудования. The implementation of the method is described in the description of the equipment.
Оборудование двухпакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.1. Всю сборку рассчитывают таким образом, чтобы нижний продуктивный пласт 5 находился между перепускным клапаном 4 и перепускным клапаном 6, а верхний продуктивный пласт 8 - между перепускным клапаном 11 и перепускным клапаном 12. Соединяют нижние перепускные клапаны 4, 6, нижний пакер 7, устанавливают узел безопасности 9, прикрепляют телескопическое соединение 10 к колонне труб 2 без его полого подвижного штока 15. Затем присоединяют к установке верхние перепускные клапаны 11, 12. Equipment two-packer installation is collected in the sequence indicated in figure 1. The entire assembly is designed so that the
Далее в телескопическое соединение 10 спускают подвижный шток 15, в который вкручивают трубы меньшего диаметра 14. При этом осуществляют подгонку труб известным способом и соединяют колонну труб меньшего диаметра 14 с муфтой перекрестного сечения 16 или с переводником, установленным в перфорированной трубе (на фиг.1 не показаны). При колебаниях колонны труб меньшего диаметра 14 в колонне труб 2 полый подвижный шток 15 перемещается относительно корпуса телескопического соединения 10 и компенсирует осевые перемещения колонн относительно друг друга, при этом не нарушается гидравлическая изоляция продуктивных пластов 5, 8. Затем присоединяют верхний пакер 13 и монтируют разъединитель колонны 18. Далее производится спуск собранной установки на колонне труб 2 до заданного интервала и перевод пакеров 7, 13 в рабочее положение. После осуществляют отсоединение в разъединителе колонны 18 и подъем колонны труб 2. Next, a movable rod 15 is lowered into the telescopic connection 10, into which pipes of a smaller diameter 14 are screwed. In this case, pipes are adjusted in a known manner and a pipe string of smaller diameter 14 is connected to a cross-section sleeve 16 or to a sub mounted in a perforated pipe (in Fig. 1 not shown). With fluctuations in the pipe string of smaller diameter 14 in the
Затем в скважину на колонне труб 2 спускают извлекаемую часть (на фиг.1 не показана) разъединителя колонны 18, установку электропогружного насоса 19, расположенную внутри кожуха 20, и комплект байпасной линии 21. Состыковывают извлекаемую и оставляемую части разъединителя колонны 18. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.1 не показан) штангового насоса. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая через нижние перепускные клапаны 4, 6 в трубы меньшего диаметра 14, перетекает в пространство 17 над верхним пакером 13, после чего через фильтр 28 поступает на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8, поступая через верхние перепускные клапаны 11, 12 в колонну труб 2, затем в кожух 20 электропогружного насоса 19 и байпасную систему 21, поднимается на поверхность. Then, the extractable part of the column disconnector 18, the installation of the electric
Оборудование однопакерной установки собирают в последовательности, обозначенной на фиг.2. Соединяют установку электропогружного насоса 19, пакер с кабельным вводом 24, комплект байпасной линии 21. При необходимости установку оснащают обратным клапаном 28 (фиг.3), расположенным над установкой электропогружного насоса 19. Переводят пакер с кабельным вводом 24 в рабочее положение. Спускают на колонне штанг 23 штанговый насос 22, в случае, если используется вставной насос или в уже установленный в комплекте байпасной линии 21 трубный насос, на колонне штанг 23 спускают плунжер (на фиг.2 не показан) штангового насоса. При необходимости установку оборудуют верхним 26 и нижним 27 якорями, расположенными над и под комплектом байпасной линии 21. Производят запуск скважины в нужном режиме и начинают эксплуатацию. После запуска установки продукция нижнего пласта 5, поступая на прием электропогружного насоса 19, перетекает по колонне труб 2 в полированный шток 36 и трубу 37 комплекта байпасной линии 21 и поднимается на поверхность. Продукция верхнего пласта 8 поступает через фильтр 33 на прием штангового насоса 22 и перекачивается на поверхность. The equipment of a single packer unit is assembled in the sequence indicated in FIG. The installation of the electric
Заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность эксплуатации скважины, вести раздельный учет жидкости, использовать для эксплуатации вставной или трубный штанговый глубинный насос или винтовой насос, также обеспечить наиболее полную выработку запасов нефти из прискважинной зоны пласта, исключить влияние жидкости глушения или промывки на призабойную зону пласта при проведении текущего ремонта скважины, достичь эффекта гидрофобизации, кроме того, извлечь насосы для ревизии без подъема пакерно-клапанного оборудования. The claimed invention allows to increase the efficiency of well operation, to keep a separate record of the fluid, to use a plug-in or tube sucker rod pump or a screw pump for operation, also to ensure the most complete production of oil reserves from the near-well zone of the formation, to exclude the influence of kill fluid or flushing on the bottom-hole zone of the formation when maintenance work, to achieve the effect of hydrophobization, in addition, remove the pumps for inspection without lifting the packer-valve equipment.
Claims (10)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012144856/03A RU2515630C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012144856/03A RU2515630C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012144856A RU2012144856A (en) | 2014-04-27 |
RU2515630C1 true RU2515630C1 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=50515258
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012144856/03A RU2515630C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2515630C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569526C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Unit for dual operation of wells |
RU183576U1 (en) * | 2018-07-17 | 2018-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью ПКТБ "Техпроект" | BYPASS SYSTEM FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION |
RU2713290C1 (en) * | 2019-03-22 | 2020-02-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
RU224454U1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Installation for simultaneous and separate injection of working agent into two layers of one well |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
RU2284410C2 (en) * | 2004-05-31 | 2006-09-27 | Роберт Харрасович Фассахов | Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation |
RU99820U1 (en) * | 2010-06-25 | 2010-11-27 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S Borehole Pumping Packer Installation |
RU2405925C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
RU109209U1 (en) * | 2011-06-08 | 2011-10-10 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL |
RU109792U1 (en) * | 2011-06-29 | 2011-10-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS |
RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
-
2012
- 2012-10-22 RU RU2012144856/03A patent/RU2515630C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
RU2284410C2 (en) * | 2004-05-31 | 2006-09-27 | Роберт Харрасович Фассахов | Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation |
RU2405925C1 (en) * | 2009-08-24 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (ООО НПФ "Пакер") | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs |
RU99820U1 (en) * | 2010-06-25 | 2010-11-27 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S Borehole Pumping Packer Installation |
RU2464413C1 (en) * | 2011-04-22 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) |
RU109209U1 (en) * | 2011-06-08 | 2011-10-10 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL |
RU109792U1 (en) * | 2011-06-29 | 2011-10-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569526C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Unit for dual operation of wells |
RU183576U1 (en) * | 2018-07-17 | 2018-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью ПКТБ "Техпроект" | BYPASS SYSTEM FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION |
RU2713290C1 (en) * | 2019-03-22 | 2020-02-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
RU224454U1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Installation for simultaneous and separate injection of working agent into two layers of one well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012144856A (en) | 2014-04-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
EA030727B1 (en) | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same | |
RU2691423C1 (en) | Method of development and operation of wells | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
RU2331758C2 (en) | Downhole packer system with pump (versions) | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |