RU2542071C2

RU2542071C2 - Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)

Info

Publication number: RU2542071C2
Application number: RU2013158721/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев
Original assignee: Олег Сергеевич Николаев
Priority date: 2013-12-27
Filing date: 2013-12-27
Publication date: 2015-02-20
Also published as: RU2013158721A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: according to the first version the installation comprises flow column, two packers, ground control station, electric cable feeding electric motor of a submersible pump, borehole chamber, which body is limited at butt ends by crossover couplings communicated through longitudinal channels of the couplings to outlet fitting of the submersible pump at the one side and to the flow column at the other side, two units regulating influx and recording fluid for the lower and upper seams separately, which contain telemetric modules measuring physical values of fluids state and adjustable electric valves. The lower packer is set above the lower seam outside the shank. The upper packer is installed below the upper seam; it forms with the lower packer an interpacker section of the well, in which cavity there is the submersible pump with input module and electric motor, the latter is connected to the shank connecting the lower seam to the interpacker section through channels of the shank and adjustable electric valve of the unit regulating influx and recording fluid, which is placed in the shank covering the cavity and connected by communications cable to the ground control station. In the borehole chamber there is a cylinder placed concentrically to the body and matched to crossover couplings communicating the upper seam to the interpacker section through radial channels of couplings and adjustable electric valve of the unit regulating influx and recording fluid, which is placed in the upper coupling and connected by communications cable to the ground control station.

EFFECT: increased efficiency of wells operation.

7 cl, 3 dwg

Description

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использована для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to oil production, and can be used for simultaneous and separate production of fluid from two layers of one well.

Известна установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, включающая однопакерную компоновку, содержащую колонну труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом, оснащенным кожухом, соединенным с регулирующим клапаном, последний снизу соединен с пакером и состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя гидравлически связанными между собой неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, имеющего возможность управления с поверхности скважины через кабель или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом положении - для отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала (Патент RU 2380522 на изобретение. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) - МПК: E21B 43/12, E21B 47/12. - 27.01.2010).A known installation for simultaneous and separate research and operation of an electric submersible pump of a multilayer well, comprising a one-packer arrangement comprising a pipe string with a control valve and an electric submersible pump equipped with a casing connected to a control valve, the latter is connected to the packer from the bottom and consists of at least with two non-axial and one axial flow channels hydraulically interconnected, inside of which there is a shut-off element like a piston, plunger, shutter whether the rotary disk, which has the ability to control from the surface of the well through a cable or tube, or a pipe string, or medium, or automatically from the fluid parameters, moreover, in one of its positions all the passage channels are hydraulically, partially or completely, communicated as with the reception of an electric submersible pump through the casing , and with well strata for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in a different position, to cut off the fluid flow from at least one stratum by closing the inlet or outlet of the corresponding off-axis bandwidth channel (Patent RU 2380522 for the invention. Installation for simultaneous and separate exploration and exploitation of a multilayer well electric submersible pump (options) - IPC: E21B 43/12, E21B 47/12. - 01/27/2010).

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, хвостовик, пакер, погружной насос с входным модулем и кожухом, между насосом и хвостовиком установлен модуль для последовательной эксплуатации пластов, в состав которого входит корпус с отверстиями, сообщающими корпус с входом в насос и с каждым пластом. В корпусе модуля установлен гидрораспределитель, соединяющий последовательно вход в каждый пласт с входом в насос. В состав гидрораспределителя входит, по крайней мере, один поршень с уплотнениями и установленные с ним на одном валу два поршня для перемещения и, по крайней мере, один клапан, который гидравлически связан через диафрагму с одним из пластов и поршнем для перемещения и открывается при заданном перепаде давления между пластами. В кожухе ниже погружного насоса установлен модуль телеметрии (Патент RU 2498052 на изобретение. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине. МПК: E21B 43/14, F04B 47/00. - 27.06.2013).A well-known installation for the operation of formations in the well, containing a string of lift pipes, a liner, a packer, a submersible pump with an input module and a casing, between the pump and the liner there is a module for sequential operation of the formations, which includes a housing with holes communicating with the entrance to the pump and with each layer. A hydraulic distributor is installed in the module casing, connecting in series to the inlet of each formation with the inlet to the pump. The control valve includes at least one piston with seals and two pistons mounted on one shaft for movement and at least one valve that is hydraulically connected through the diaphragm to one of the layers and the piston for movement and opens at a given differential pressure between the layers. A telemetry module is installed in the casing below the submersible pump (Patent RU 2498052 for the invention. Pumping unit for operating formations in the well. IPC: E21B 43/14, F04B 47/00. - 06.27.2013).

Известна установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с погружным электроприводом и электрическим кабелем связи, трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием центрального и кольцевого каналов потоков флюида из пластов скважины, блок раздельного учета потоков флюида из пластов, включающий последовательно соединенные процессор, корпус с обособленными каналами, в которых размещены регулировочные клапаны с электроприводами, золотниковые затворы с запорными седлами и, по меньшей мере, один датчик измерения физических параметров пластового флюида, функционально связанные с процессором, и стыковочный узел, герметично соединенный с трубчатым элементом на выходе центрального канала, пакер и хвостовик с заборщиком флюида из нижнего пласта, закрепленным пакером в обсадной трубе. Блок раздельного учета потоков флюида соединен патрубком с погружным электроприводом, на торце которого установлен блок телеметрии, соединенный кабелем связи с процессором. В стенках каждого канала корпуса выполнены окна выхода флюида из соответствующих каналов корпуса в полость смешивания потоков флюидов, сообщающуюся с центробежным насосом. (Патент RU 2482267 на изобретение. Система регулирования дебита скважины. МПК: E21B 43/12. - 12.08.2011).A well-known installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs of a well, comprising a centrifugal pump with a submersible electric drive and an electric communication cable, lowered into the casing pipe of the well on a tubing string, tubular elements located one in the other with the formation of a central and annular channel of fluid flow from well strata, a unit for separately accounting fluid flows from the strata, comprising a processor connected in series, a housing with separate channels in which electric control valves, slide valves with locking seats and at least one sensor for measuring physical parameters of the formation fluid functionally connected to the processor, and a docking unit hermetically connected to the tubular element at the outlet of the central channel, a packer and a shank with a fluid intake from the lower layer, fixed by the packer in the casing. The unit for separate recording of fluid flows is connected by a pipe with a submersible electric drive, at the end of which a telemetry unit is installed, connected by a communication cable to the processor. In the walls of each channel of the casing, there are windows for fluid exit from the corresponding channels of the casing into the mixing cavity of the fluid flows, which communicates with a centrifugal pump. (Patent RU 2482267 for an invention. Well production rate control system. IPC: E21B 43/12. - 08/12/2011).

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, размещенный вдоль колонны лифтовых труб, хвостовик, пакеры, разобщающие скважину на участки, включающие пласты скважины, электропогружной насос с входным модулем и кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающим на входном модуле электропогружного насоса, и наземный блок управления. На кожухе выполнен узел герметичного ввода кабеля. В хвостовике выполнены каналы, последние сообщаются с определенным пластом, в которых размещены электроклапаны и манометры, функционально связанные с блоком управления (Патент RU 2339795 на изобретение. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине. МПК: E21B 43/14. - 27.11.2008). Данное техническое решение принято за прототип.A well-known installation for the operation of formations in a well, comprising a column of elevator pipes, a cable placed along the column of elevator pipes, a liner, packers, disconnecting the well into sections, including well formations, an electric submersible pump with an input module and a casing surrounding the electric motor together with the cable and ending on input module of the electric submersible pump, and ground control unit. On the casing made node tight cable entry. Channels are made in the liner, the latter communicating with a particular formation, in which are placed electrovalves and manometers, functionally connected to the control unit (Patent RU 2339795 for the invention. Pump installation for operating the formations in the well. IPC: E21B 43/14. - 11/27/2008) . This technical solution is taken as a prototype.

Недостатком известных технических решений является отсутствие возможности регулирования притока и учета флюида из пластов скважины с одновременной регистрацией и отображением информации на наземной станции управления скважиной и обмена информацией на удаленном расстоянии от скважины в режиме реального времени.A disadvantage of the known technical solutions is the lack of the ability to control the flow and accounting of fluid from the wellbore with the simultaneous registration and display of information on the ground control station of the well and the exchange of information at a remote distance from the well in real time.

Основной задачей является обеспечение возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине, отслеживать и регистрировать фактические изменения физических величин состояния пластового флюида скважины.The main task is to provide the ability in real time to change the operating mode of each formation in the well, to monitor and record the actual changes in the physical values of the state of the formation fluid of the well.

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин.The technical result is to increase the efficiency of wells.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной насосной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащей колонну лифтовых труб, погружной насос с входным модулем и электродвигателем, два пакера, разобщающие скважину на участки, сообщающиеся с входным модулем погружного насоса, причем нижний пакер установлен выше нижнего пласта снаружи хвостовика, выполненного с каналами сообщения с участком скважины, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса от наземной станции управления, датчики замера давления на участках скважины и регулируемые электроклапаны, установленные в каналах притока флюида и функционально связанные с наземной станцией управления, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that, in a known pump installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of a well containing a string of elevator pipes, a submersible pump with an input module and an electric motor, two packers that separate the well into sections communicating with the input module of the submersible pump moreover, the lower packer is installed above the lower layer on the outside of the liner made with communication channels with the well section, a ground control station, an electric cable supplying an electric motor l submersible pump from the ground control station, pressure gauges on the well sections and adjustable electrovalves installed in the fluid supply channels and functionally connected with the ground control station, according to the proposed technical solution,

установка дополнительно содержит скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, и оснащена двумя блоками регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащими модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, включая датчики замера давления, и регулируемые электроклапаны, для чего верхний пакер установлен ниже верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерный участок скважины, в полости которого размещен погружной насос с входным модулем и электродвигателем, к последнему присоединен хвостовик, сообщающий нижний пласт с межпакерным участком через каналы хвостовика и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в хвостовике с перекрытием полости и связанного кабелем связи с наземной станцией управления, а в скважинной камере концентрично корпусу размещен цилиндр, сопряженный с муфтами перекрестного течения, сообщающий верхний пласт с межпакерным участком через радиальные каналы муфт и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида верхнего пласта, установленного в верхней муфте и связанного кабелем связи с наземной станцией управления;the installation additionally contains a borehole chamber, the casing of which at the ends is limited by cross-flow couplings, communicating through the longitudinal channels of the couplings, on the one hand, with the outlet pipe of the submersible pump, and on the other, with the column of elevator pipes, and is equipped with two flow control and fluid metering units the lower and upper layers separately, containing telemetry modules that measure the physical state of the fluid, including pressure sensors, and adjustable electrovalves, for which the upper packer is installed on below the upper layer and forms an interpacker section of the well with the lower packer, in the cavity of which a submersible pump with an input module and an electric motor is located, a liner is connected to the latter, communicating the lower layer with an interpacker section through the shank and an adjustable electrovalve of the flow control and metering unit of the fluid located in a shank with a cavity overlapping and connected by a communication cable to a ground control station, and in the borehole chamber concentrically to the housing there is a cylinder mated to the couplings restnogo flow, informing the upper layer portion with mezhpakernym through the radial channels and adjustable solenoid coupling adjusting unit inflow and accounting upper fluid reservoir mounted in the upper sleeve and the associated cable connection to the ground control station;

наземная станция управления дополнительно содержит наземную панель управления блоками регулирования притока и учета флюида с возможностью регистрации, отображения и обмена информацией на удаленном расстоянии от скважины;the ground control station further comprises a ground control panel for fluid flow control and metering units with the ability to register, display and exchange information at a remote distance from the well;

кабель электропитания погружного насоса и кабель связи блока регулирования притока и учета флюида из нижнего пласта совмещены одним геофизическим кабелем;the power cable of the submersible pump and the communication cable of the inflow and fluid control unit from the lower reservoir are combined with one geophysical cable;

она снабжена кожухом, окружающим электродвигатель погружного насоса с кабелем электропитания и кабель связи блока регулирования притока и учета флюида из нижнего пласта.it is equipped with a casing surrounding the electric motor of the submersible pump with a power cable and a communication cable of the control unit for inflow and metering fluid from the lower reservoir.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной насосной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащей колонну лифтовых труб, погружной насос с входным модулем и электродвигателем, два пакера, разобщающие скважину на участки, сообщающиеся с входным модулем погружного насоса, причем нижний пакер установлен выше нижнего пласта снаружи хвостовика, выполненного с каналами сообщения с участком скважины, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса от наземной станции управления, датчики замера давления на участках скважины и регулируемые электроклапаны, установленные в каналах притока флюида и функционально связанные с наземной станцией управления, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the known pump installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well, containing a column of elevator pipes, a submersible pump with an input module and an electric motor, two packers, disconnecting the well into sections communicating with the input module of the submersible pump, moreover, the lower packer is installed above the lower layer on the outside of the liner, made with communication channels with the well section, a ground control station, an electric cable supplying an electric motor a submersible pump from a ground control station, the pressure on the well sections measuring sensors and adjustable solenoid valves mounted in the channels of fluid flow and operatively associated with a ground control station, according to the proposed technical solution,

установка дополнительно содержит скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающейся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, и оснащена двумя блоками регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащими модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, включая датчики замера давления, и регулируемые электроклапаны, для чего верхний пакер установлен ниже верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерный участок скважины, в полости которого размещен погружной насос с входным модулем и электродвигателем, к последнему присоединен хвостовик, сообщающий нижний пласт с межпакерным участком через каналы хвостовика и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в хвостовике с перекрытием полости, при этом электродвигатель насоса и блок регулирования притока и учета флюида связаны с наземной станцией управления одним геофизическим кабелем, а в скважинной камере эксцентрично корпусу установлен цилиндр, сопряженный снизу с муфтой перекрестного течения, сообщающий верхний пласт с межпакерным участком через радиальные каналы муфты и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в цилиндре с перекрытием полости и связанного кабелем связи с наземной станцией управления;the installation additionally contains a borehole chamber, the housing of which at the ends is limited by cross-flow couplings, communicating through the longitudinal channels of the couplings, on the one hand, with the outlet pipe of the submersible pump, and on the other, with the column of elevator pipes, and is equipped with two flow control and fluid metering units the lower and upper layers separately, containing telemetry modules that measure the physical state of the fluid, including pressure sensors, and adjustable electrovalves, for which the upper packer is installed on below the upper layer and forms an interpacker section of the well with the lower packer, in the cavity of which a submersible pump with an input module and an electric motor is located, a liner is connected to the latter, communicating the lower layer with an interpacker section through the shank and an adjustable electrovalve of the flow control and metering unit of the fluid located in the shank with the overlap of the cavity, while the pump motor and the control unit of the inflow and metering fluid are connected to a ground control station with one geophysical cable, a downhole camera eccentric body mounted cylinder conjugate bottom with coupling cross flow, informing the upper layer with mezhpakernym portion through radial coupling channels and controlled solenoid valve control unit the inflow and metering fluid placed in the cylinder with overlapping cavities and associated cable connection to the ground control station;

она снабжена кожухом, окружающим электродвигатель погружного насоса и геофизический кабель.it is equipped with a casing surrounding the electric motor of the submersible pump and the geophysical cable.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, отсутствуют. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant has 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 options for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well. Therefore, each of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками каждого 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 каждого из заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений 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 prototypes of each of the proposed technical solutions 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 each of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result has not been revealed. Therefore, each of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленные технические решения могут быть использованы на нефтяных скважинах по принятой технологии. Следовательно, каждое заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions can be used in oil wells using the accepted technology. Therefore, each claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные варианты установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины предназначены для использования на нефтяных скважинах. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение оперативности ликвидации нарушения герметичности в насосно-компрессорных трубах скважин.In this patent application, the requirement of unity of inventions is met, since the claimed installation options for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs of a well are intended for use in oil wells. The claimed technical solutions solve the same problem - increasing the efficiency of eliminating leakage in the tubing of the wells.

На представленных фигурах схематично показаны варианты предлагаемой установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины: фиг.1 - установка с концентричным расположением блоков регулирования притока и учета флюида в скважинной камере с кабелем электропитания и двумя кабелями связи; на фиг.2 - то же, с геофизическим кабелем и одним кабелем связи; на фиг.3 - то же, с эксцентричным расположением блоков регулирования притока и учета флюида в скважинной камере с геофизическим кабелем и одним кабелем связи.The presented figures schematically show the options of the proposed installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well: figure 1 - installation with a concentric arrangement of units for regulating the flow and metering of fluid in the well chamber with a power cable and two communication cables; figure 2 is the same with a geophysical cable and one communication cable; figure 3 is the same, with the eccentric arrangement of the units for regulating the flow and metering fluid in the borehole chamber with a geophysical cable and one communication cable.

Первый вариант установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины содержит колонну лифтовых труб 1, закрепленную в устье скважины, погружной насос 2 с входным модулем 3 и электродвигателем 4, скважинную камеру 5, корпус 6 которой сверху ограничен муфтой перекрестного течения 7 и снизу - муфтой перекрестного течения 8, и хвостовик 9, присоединенный к торцовой части электродвигателя 4 погружного насоса 2, в стенке выполнены каналы 10. На корпусе 6 скважинной камеры 2 между муфтами перекрестного течения 7 и 8 установлен верхний пакер 11, расположенный ниже верхнего пласта А скважины, а снаружи хвостовика 9 ниже каналов 10 установлен нижний пакер 12, расположенный выше нижнего пласта Б. Пакеры 11 и 12 разобщают скважину на надпакерный участок 13, сообщающийся с верхним пластом А, межпакерный участок 14 и забойный участок 15, сообщающийся с нижним пластом Б. В полости межпакерного участка 14 скважины размещен погружной насос 2 с входным модулем 3 и электродвигателем 4, последний связан электрическим кабелем 16 с наземной станцией управления (СУ). Погружной насос 2 соединен выходным патрубком 17 с муфтой перекрестного течения 8 и сообщается с колонной лифтовых труб 1 через эксцентричные каналы 18 муфты 8, скважинную камеру 5 и эксцентричные каналы 19 муфты 7. В скважинной камере 5 концентрично корпусу 6 расположен цилиндр 20, сопряженный с муфтами перекрестного течения 7 и 8, сообщающий надпакерный участок 13 с межпакерным участком 14 через радиальные каналы 21 и 22 муфт 7 и 8, соответственно. В цилиндре 20 скважинной камеры 5 размещен блок регулирования притока и учета флюида (БРПУ) 23 из верхнего пласта А, герметично установленный в верхней муфте перекрестного течения 7, с возможностью регулирования притока флюида из верхнего пласта А в межпакерный участок 14. БРПУ 23 содержит модуль телеметрии 24, измеряющий физические величины состояния флюида пласта А, включающий датчики замера давления (P), дебита (Q), температуры (T) и влагосодержания (R), и регулируемый электроклапан 25, и связано кабелем связи 26 с наземной СУ (Фиг.1). В хвостовике 9 герметично установлен БРПУ 27 флюида из нижнего пласта Б, с возможностью регулирования притока флюида из забойного участка 15 через полость хвостовика 9 и каналы 10 в межпакерный участок 14. БРПУ 27 содержит блок телеметрии 28, измеряющий физические величины состояния флюида пласта Б, включающий датчики замера P, Q, T и R, и регулируемый электроклапан 29, и связано кабелем связи 30 с наземной СУ. Наземная СУ содержит наземную панель (НП) управления БРПУ 23 и 27 с возможностью регистрации, отображения и обмена информацией на удаленном расстоянии от скважины. В случае недостаточного притока флюида из нижнего пласта Б, необходимого для охлаждения электродвигателя 4 погружного насоса 2, последний может быть снабжен кожухом 31, окружающим электродвигатель 4 и входной модуль 3 с кабелем электропитания 16 и кабель связи 30 БРПУ 27 флюида из нижнего пласта Б. Кабель электропитания 16 погружного насоса 2 и кабель связи 30 БРПУ 27 могут быть совмещены одним геофизическим кабелем 32 (Фиг.2).The first version of the installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well contains a column of elevator pipes 1 fixed at the wellhead, a submersible pump 2 with an input module 3 and an electric motor 4, a borehole chamber 5, the casing 6 of which is bounded above by a cross-coupling 7 and from below - a cross-flow coupling 8, and a shank 9 connected to the end part of the electric motor 4 of the submersible pump 2, channels 10 are made in the wall. On the housing 6 of the borehole chamber 2, the top is installed between the cross-flow couplings 7 and 8 a packer 11 located below the upper formation A of the well, and outside the liner 9 below the channels 10, a lower packer 12 is located above the lower formation B. Packers 11 and 12 divide the well into an overpacker section 13 in communication with the upper formation A, the interpacker section 14 and downhole section 15, communicating with the lower layer B. In the cavity of the interpacker section 14 of the well there is a submersible pump 2 with an input module 3 and an electric motor 4, the latter being connected by an electric cable 16 to a ground control station (SU). The submersible pump 2 is connected to the cross-flow coupling 8 by the outlet pipe 17 and communicates with the column of elevator pipes 1 through the eccentric channels 18 of the coupling 8, the borehole chamber 5 and the eccentric channels 19 of the coupling 7. In the borehole chamber 5, a cylinder 20 is arranged concentrically to the housing 6 and coupled to the couplings cross-flow 7 and 8, communicating overpacker section 13 with interpacker section 14 through radial channels 21 and 22 of the couplings 7 and 8, respectively. In the cylinder 20 of the borehole chamber 5, a fluid inflow and metering control unit (BRFU) 23 is placed from the upper formation A, hermetically installed in the upper cross-flow coupling 7, with the possibility of controlling the fluid inflow from the upper reservoir A to the interpacker section 14. The BRPU 23 contains a telemetry module 24, measuring the physical values of the state of the fluid of the reservoir A, including sensors for measuring pressure (P), flow rate (Q), temperature (T) and moisture content (R), and an adjustable solenoid valve 25, and is connected by a communication cable 26 to a ground control system (Figure 1 ) In the liner 9, BRPU 27 of fluid from the lower formation B is hermetically installed, with the possibility of regulating fluid flow from the bottomhole section 15 through the cavity of the liner 9 and channels 10 into the interpacker section 14. The BRPU 27 contains a telemetry unit 28 that measures the physical state of the fluid of the formation B, including measuring sensors P, Q, T and R, and an adjustable electrovalve 29, and is connected by a communication cable 30 to a ground control system. The ground control system contains a ground control panel (NP) for controlling the control unit 23 and 27 with the possibility of recording, displaying and exchanging information at a remote distance from the well. In case of insufficient fluid flow from the lower reservoir B, necessary for cooling the electric motor 4 of the submersible pump 2, the latter may be provided with a casing 31 surrounding the electric motor 4 and the input module 3 with the power cable 16 and the communication cable 30 BRPU 27 of the fluid from the lower reservoir B. Cable power supply 16 of the submersible pump 2 and the communication cable 30 BRPU 27 can be combined with one geophysical cable 32 (Figure 2).

Во втором варианте установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины погружной насос 2 выходным патрубком 17 соединен с корпусом 33 скважинной камеры 34, сопряженным сверху непосредственно с колонной лифтовых труб 1 и ограниченным снизу муфтой перекрестного течения 8, сообщающей продольным каналом 18 выходной патрубок 17 погружного насоса 2 через скважинную камеру 34 с колонной лифтовых труб 1. В камере 34 эксцентрично корпусу 33 установлен цилиндр, сопряженный с муфтой 8, сообщающий верхний пласт A с межпакерным участком 14 через радиальные каналы 22 муфты 8 и канал регулируемого электроклапана 25 БРПУ 23, размещенного в цилиндре 35 с перекрытием полости и связанного кабелем связи 26 с наземной СУ (Фиг.3). Электродвигатель 4 погружного насоса 2 и БРПУ 27 связаны с наземной СУ одним геофизическим кабелем 32. В случае недостаточного притока флюида из нижнего пласта Б, необходимого для охлаждения электродвигателя 4 погружного насоса 2, последний может быть снабжен кожухом 31, окружающим электродвигатель 4 и входной модуль 3 с геофизическим кабелем 32.In the second embodiment of the installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well, the submersible pump 2 is connected with the outlet pipe 17 to the housing 33 of the borehole chamber 34, connected directly from above directly to the column of elevator pipes 1 and bounded from below by a cross-flow coupling 8, which communicates the outlet pipe 18 with the longitudinal channel 18 17 of the submersible pump 2 through the borehole chamber 34 with a column of lift pipes 1. In the chamber 34, an eccentric casing 33 has a cylinder mated to a coupling 8, which communicates the upper layer A with the interpack section m 14 through the radial channels 22 of the coupling 8 and the channel of the adjustable solenoid valve 25 BRPU 23, placed in the cylinder 35 with the overlap of the cavity and connected by a communication cable 26 to the ground control system (Figure 3). The electric motor 4 of the submersible pump 2 and the BRPU 27 are connected to the ground control system by one geophysical cable 32. In case of insufficient fluid flow from the lower reservoir B necessary for cooling the electric motor 4 of the submersible pump 2, the latter can be equipped with a casing 31 surrounding the electric motor 4 and the input module 3 with geophysical cable 32.

Установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины работает следующим образом.Installation for simultaneous-separate production of fluid from two layers of the well works as follows.

Перед спуском установки в скважину, в случае недостаточного притока флюида из нижнего пласта Б, необходимого для охлаждения электродвигателя 4 погружного насоса 2, последний снабжается кожухом 31, окружающим электродвигатель 4 и входной модуль 3 с кабелем электропитания 16 и кабель связи 30 БРПУ 27 или с геофизическим кабелем 32, в другом случае установка может быть спущена в скважину без кожуха. После включения электропитания электродвигателю 4 через электрический кабель 16 или геофизический кабель 32, погружной насос 2 начинает отсасывать флюид из пластов А и Б через разные каналы притока. При комбинации положений регулируемых электроклапанов 25 и 29 ПРБУ 23 и 27, когда проход из пласта Б закрыт электроклапаном 29 БРПУ 27, пластовый флюид из пласта A через надпакерный участок 13, радиальные каналы 21 муфты перекрестного течения 7, минуя открытый электроклапан 25 БРПУ 23, вдоль полости цилиндра 20, омывая модуль телеметрии 24 с датчиками замера давления (P), дебита (Q), температуры (T) и влагосодержания (R), радиальные каналы 22 муфты перекрестного течения 8 и межпакерный участок 14 поступает во входной модуль 3 погружного насоса 2 непосредственно или через кожух 31. Замеренные физические величины P, Q, T и R состояния флюида из пласта A передаются по кабелю связи 26 в наземную панель (НП) наземной станции управления (СУ). Погружным насосом 2 флюид верхнего пласта А через выходной патрубок 17, эксцентричные каналы 18 муфты перекрестного течения 8, скважинную камеру 5, эксцентричные каналы 19 муфты перекрестного течения 7 нагнетается в колонну лифтовых труб 1, из которой через устье скважины поступает на поверхность. При комбинации положений регулируемых электроклапанов 25 и 29 ПРБУ 23 и 27, когда проход из пласта A закрыт электроклапаном 25 БРПУ 23, пластовый флюид из пласта Б через забойный участок 15, хвостовик 9, минуя открытый электроклапан 29 БРПУ 27, омывая модуль телеметрии 28 с датчиками замера P, Q, T и R, каналы 10 и межпакерный участок 14 поступает во входной модуль 3 погружного насоса 2 непосредственно или через кожух 31. Замеренные физические величины P, Q, T и R состояния флюида из пласта Б передаются по кабелю связи 30 в наземную панель (НП) наземной станции управления (СУ) или по геофизическому кабелю 31. Погружным насосом 2 флюид нижнего пласта Б через выходной патрубок 17, эксцентричные каналы 18 муфты перекрестного течения 8, скважинную камеру 5, эксцентричные каналы 19 муфты перекрестного течения 7 нагнетается в колонну лифтовых труб 1, из которой через устье скважины поступает на поверхность. При дозированном положении регулируемых электроклапанов 25 и 29 ПРБУ 23 и 27, пластовые флюиды одновременно перекачиваются скважинным насосом 2 из пластов А и Б на поверхность скважины. Возможность установки работать в различных режимах позволяет отслеживать состояние флюидов обоих пластов изолированно друг от друга по дебиту, влагосодержанию и т.д., причем с различной цикличностью. Измеряемые физические величины флюидов пластов могут контролироваться наземным обслуживающим персоналом скважины, в том числе с возможностью регистрации, отображения и обмена информацией на удаленном расстоянии от скважины.Before the installation is launched into the well, in case of insufficient fluid flow from the lower formation B necessary for cooling the electric motor 4 of the submersible pump 2, the latter is supplied with a casing 31 surrounding the electric motor 4 and the input module 3 with a power cable 16 and a communication cable 30 BRPU 27 or with geophysical cable 32, in another case, the installation can be lowered into the well without a casing. After turning on the power to electric motor 4 through electric cable 16 or geophysical cable 32, submersible pump 2 begins to suck out fluid from formations A and B through different supply channels. With the combination of the positions of the adjustable electrovalves 25 and 29 of the PRBU 23 and 27, when the passage from the reservoir B is closed by the electrovalve 29 of the BRPU 27, the reservoir fluid from the reservoir A through the over-packer section 13, the radial channels 21 of the cross-flow coupling 7, bypassing the open electrovalve 25 of the BRPU 23, along the cavity of the cylinder 20, washing the telemetry module 24 with sensors for measuring pressure (P), flow rate (Q), temperature (T) and moisture content (R), the radial channels 22 of the cross-flow coupler 8 and the interpacker section 14 enters the input module 3 of the submersible pump 2 directly and whether through the casing 31. The measured physical quantities P, Q, T and R of the state of the fluid from the reservoir A are transmitted via a communication cable 26 to the ground panel (NP) of the ground control station (CS). Submersible pump 2 fluid of the upper reservoir And through the outlet pipe 17, the eccentric channels 18 of the cross-coupling 8, the borehole 5, the eccentric channels 19 of the cross-coupling 7 is pumped into the pipe string 1, from which it enters the surface through the wellhead. With a combination of the provisions of the adjustable electrovalves 25 and 29 of the PRBU 23 and 27, when the passage from the reservoir A is closed by the electrovalve 25 of the BRPU 23, the reservoir fluid from the reservoir B through the bottomhole section 15, the liner 9, bypassing the open electrovalve 29 of the BRPU 27, washing the telemetry module 28 with sensors measuring P, Q, T and R, channels 10 and interpacker section 14 enters the input module 3 of the submersible pump 2 directly or through the casing 31. The measured physical quantities P, Q, T and R of the state of the fluid from the reservoir B are transmitted through the communication cable 30 V ground panel (NP) of the ground control station (CC) or through a geophysical cable 31. By submersible pump 2, the fluid of the lower reservoir B through the outlet pipe 17, eccentric channels 18 of the cross-coupling 8, the borehole 5, eccentric channels 19 of the cross-coupling 7 is pumped into the column of elevator pipes 1, from which through the wellhead enters the surface. With the dosed position of the adjustable electrovalves 25 and 29 of the PRBU 23 and 27, the formation fluids are simultaneously pumped by the downhole pump 2 from formations A and B to the surface of the well. The ability of the installation to work in different modes allows you to monitor the state of the fluids of both reservoirs in isolation from each other by flow rate, moisture content, etc., and with different cycles. The measured physical values of the formation fluids can be controlled by the well’s ground support staff, including the ability to register, display and exchange information at a remote distance from the well.

Claims

1. A pump installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well, comprising a column of elevator pipes, a submersible pump with an input module and an electric motor, two packers that separate the well into sections communicating with the input module of the submersible pump, the lower packer being installed above the lower layer outside the liner, made with communication channels with the well section, ground control station, electric cable supplying the submersible pump electric motor from the ground control station, replacement sensors the pressure on the borehole sections and adjustable electrovalves installed in the fluid supply channels and functionally connected to the ground control station, characterized in that the installation further comprises a borehole chamber, the casing of which at the ends is limited by cross-flow couplings, communicating through the longitudinal channels of the couplings, on one side , with the outlet pipe of the submersible pump, and on the other, with the column of elevator pipes, and is equipped with two blocks for regulating the flow and accounting of the fluid of the lower and upper reservoirs separately and containing telemetry modules that measure the physical state of the fluid, including pressure gauges, and adjustable electrovalves, for which the upper packer is installed below the upper layer and forms an interpacker section of the well with the lower packer, in the cavity of which a submersible pump with an input module and an electric motor is placed, a shank is connected to the latter, communicating the lower layer with an inter-packer section through the shank and an adjustable electrovalve of the flow control and metering unit of the fluid placed about in the liner with the cavity overlapping and connected by a communication cable to the ground control station, and in the borehole chamber concentrically placed to the body, a cylinder mating with cross-flow couplings, communicating the upper layer with the inter-packer section through the radial channels of the couplings and the adjustable electrovalve of the flow control and metering unit of the upper fluid formation installed in the upper coupling and connected by a communication cable to the ground control station.

2. The pump installation according to claim 1, characterized in that the ground control station further comprises a ground control panel for flow control and fluid metering units with the ability to register, display and exchange information at a remote distance from the well.

3. The pump installation according to claim 1, characterized in that the power cable of the submersible pump and the communication cable of the inflow and fluid control unit from the lower reservoir are combined with one geophysical cable.

4. The pump installation according to claim 1, characterized in that it is equipped with a casing surrounding the electric motor of the submersible pump with a power cable and a communication cable of the control unit for inflow and metering fluid from the lower reservoir.

5. A pump installation for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well, comprising a column of elevator pipes, a submersible pump with an input module and an electric motor, two packers that separate the well into sections communicating with the input module of the submersible pump, the lower packer being installed above the lower layer outside the liner, made with communication channels with the well section, ground control station, electric cable supplying the submersible pump electric motor from the ground control station, replacement sensors the pressure on the borehole sections and adjustable electrovalves installed in the fluid supply channels and functionally connected to the ground control station, characterized in that the installation further comprises a borehole chamber, the casing of which at the ends is limited by cross-flow couplings, communicating through the longitudinal channels of the couplings, on one side , with the outlet pipe of the submersible pump, and on the other, with the column of elevator pipes, and is equipped with two blocks for regulating the flow and accounting of the fluid of the lower and upper reservoirs separately and containing telemetry modules that measure the physical state of the fluid, including pressure gauges, and adjustable electrovalves, for which the upper packer is installed below the upper layer and forms an interpacker section of the well with the lower packer, in the cavity of which a submersible pump with an input module and an electric motor is placed, a shank is connected to the latter, communicating the lower layer with an inter-packer section through the shank and an adjustable electrovalve of the flow control and metering unit of the fluid placed about in the liner with the cavity overlapping, while the pump motor and the flow control and fluid metering unit are connected to the ground control station with one geophysical cable, and in the borehole chamber an eccentric casing is fitted with a cylinder mating from below with a cross-flow coupling, communicating the upper layer with the interpack section through radial channels of the coupling and the adjustable electrovalve of the unit for regulating the inflow and metering of the fluid placed in the cylinder with the cavity overlapping and connected by a communication cable to the ground station iey management.

6. The pump installation according to claim 5, characterized in that the ground control station further comprises a ground control panel for flow control and fluid metering units with the ability to register, display and exchange information at a remote distance from the well.

7. The pump installation according to claim 5, characterized in that it is provided with a casing surrounding the electric motor of the submersible pump and the geophysical cable.