RU2542999C2 - Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations - Google Patents
Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2542999C2 RU2542999C2 RU2014106246/03A RU2014106246A RU2542999C2 RU 2542999 C2 RU2542999 C2 RU 2542999C2 RU 2014106246/03 A RU2014106246/03 A RU 2014106246/03A RU 2014106246 A RU2014106246 A RU 2014106246A RU 2542999 C2 RU2542999 C2 RU 2542999C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- collector
- cavity
- channels
- radial channels
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с двумя пластами.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units, and can be used for simultaneous and separate operation of wells with two layers.
Известна насосная пакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, содержащая спущенные в скважину на колонне труб насос, два пакера механического или гидравлического действия с кабельным вводом или без него, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой - между пластами. Насос выполнен с кожухом и размещен между пакерами или выше пакера, расположенного над верхним пластом. Кожух связан с пакером или с пакерами. Между кожухом и пакером размещен перепускной узел или газосепаратор либо струйный эжектор для стравливания газа. Насосная пакерная установка обеспечивает повышение надежности и функциональности работы и эффективности эксплуатации скважины с несколькими пластами (Патент RU №2296213 С2. Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.03.2007).Known pump packer installation for simultaneous and separate operation of well strata, containing a pump lowered into a well on a pipe string, two packers of mechanical or hydraulic action with or without cable entry, one of which is installed above the upper formation, and the other between the layers. The pump is made with a casing and is placed between the packers or above the packer located above the upper layer. The casing is connected to a packer or to packers. Between the casing and the packer there is a bypass assembly or gas separator or jet ejector for bleeding gas. Pump packer installation provides increased reliability and functionality and operational efficiency of a well with multiple reservoirs (Patent RU No. 2296213 C2. Pump packer installation for exploitation of well strata. - IPC: Е21В 43/14. - Published on 03/27/2007).
Известна скважинная пакерная установка, включающая колонну насосно-компрессорных труб, пакер и насос. В полости пакера установлено устройство для отвода газа, которое состоит из двух частей с образованием зоны сужения для отвода газа. Нижняя часть установлена в стволе пакера с образованием продольного перепускного канала, нижний конец которой выполнен с буртиком, расположенным ниже радиального перепускного канала пакера, и отделена от верхней его части верхним радиальным перепускным каналом, соединяющим продольный перепускной канал с верхней частью полости пакера (Патент RU №2459930 С1. Скважинная пакерная установка и устройство отвода газа для нее. - МПК: Е21В 43/00, Е21В 33/10. - Опубл. 27.08.2012).Known downhole packer installation, including a string of tubing, a packer and a pump. In the cavity of the packer, a gas exhaust device is installed, which consists of two parts with the formation of a narrowing zone for gas exhaust. The lower part is installed in the packer barrel with the formation of a longitudinal bypass channel, the lower end of which is made with a shoulder located below the radial bypass channel of the packer, and is separated from its upper part by the upper radial bypass channel connecting the longitudinal bypass channel to the upper part of the packer cavity (Patent RU No. 2459930 C1. Downhole packer installation and gas removal device for it. - IPC: Е21В 43/00, Е21В 33/10. - Publ. 08.28.2012).
Известна пакерная установка, включающая колонну насосно-компрессорных труб, пакер с кабельным вводом и насос. В стволе пакера выполнены верхние и нижние радиальные перепускные каналы. В полости пакера установлено устройство промывки насоса, которое содержит цилиндрическую вставку, состоящей из двух полых частей с образованием герметично разделенных продольных прямого и обратного каналов для промывки насоса (Патент RU №2454531 С1. Пакерная установка (варианты) и устройство промывки насоса для нее (варианты). - МПК: Е21В 43/00, Е21В 21/10. - Опубл. 27.06.2012).Known packer installation, including a string of tubing, a packer with a cable entry and a pump. The upper and lower radial bypass channels are made in the packer barrel. A pump flushing device is installed in the packer cavity, which contains a cylindrical insert consisting of two hollow parts with the formation of hermetically separated longitudinal forward and reverse channels for flushing the pump (Patent RU No. 2454531 C1. Packer unit (options) and pump flushing device for it (options ). - IPC: Е21В 43/00, Е21В 21/10. - Published on June 27, 2012).
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, штанговый погружной насос с гидравлическим насадком для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный плунжером с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние сопряжены с цилиндром штангового насоса и заключены во втулке с боковым каналом, сообщающимся с входным каналом гидравлического насадка выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания. На выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через канал, образованный между цилиндром штангового насоса и втулкой, на конце которой выполнен хвостовик (Патент RU №2339798 С2. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.11.2008).Known pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in one well, containing a column of lift pipes, a packer, a submersible sucker rod pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected by a plunger to a drive rod located in the column of lift pipes, the latter are associated with a cylinder rod pump and are enclosed in a sleeve with a side channel communicating with the inlet channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module for pumping out Recreatives Products from the lower layer, the electric motor which is hermetically connected to the power cable. At the outlet of the electric drive pump, a check valve is installed, which communicates with the annular space through a channel formed between the rod pump cylinder and the sleeve, at the end of which a liner is made (Patent RU No. 2339798 C2. Pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in a well. - IPC: ЕВВ 43/14. - Published on November 27, 2008).
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, втулку с хвостовиком, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной насос с входным модулем и погружным электродвигателем. На выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с колонной лифтовых труб через промежуточную трубу, струйный эжектор, установленный в гнезде стыковочной муфты и расположенный в хвостовике втулки, и полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой. В стыковочной муфте выполнены радиальные каналы на уровне зазора между торцами хвостовика и промежуточной трубы ниже пакера. Гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки. Во втулке выполнен обводной канал, сообщающий объем ниже штангового насоса с межтрубным пространством выше пакера через полость между цилиндром штангового насоса и втулкой (Патент RU №2488689 С1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.07.2013). Данная насосная установка принята за прототип.The closest analogue of the claimed invention is a borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers, containing a lift pipe string, a packer, a sleeve with a shank, a submersible pump with a hydraulic nozzle connected to a drive rod located in the lift pipe string, the latter are enclosed in a sleeve with a radial hole communicating with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive pump with an input module and a submersible motor. At the outlet of the electric drive pump, a non-return valve is installed, which communicates with the column of elevator pipes through the intermediate pipe, a jet ejector installed in the socket of the docking clutch and located in the shank of the sleeve, and a cavity formed between the cylinder of the rod pump and the sleeve. In the coupling, radial channels are made at the level of the gap between the ends of the shank and the intermediate pipe below the packer. The hydraulic nozzle is installed in the sleeve using cuffs with a stop in the collar with an inner diameter larger than the outer diameter of the jet ejector, and is fixed with an expanding collet with the possibility of removing the rod pump and the jet ejector from the installation. A bypass channel is made in the sleeve, communicating the volume below the sucker rod pump with the annulus above the packer through the cavity between the sucker rod pump cylinder and the sleeve (Patent RU No. 2488689 C1. Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers. - IPC: Е21В 43/14. - Publish. 07.27.2013). This pump unit is adopted as a prototype.
Недостатком известных насосных установок является недостаточная эффективность эксплуатации скважины из-за сложности ее технологического обслуживания, требующей при смене режима эксплуатации скважины демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины.A disadvantage of the known pumping units is the insufficient efficiency of well operation due to the complexity of its technological maintenance, which requires changing the operating mode of the well to dismantle the pumping unit and remove it from the well.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение устойчивой работы скважины с возможностью изменять режим эксплуатации скважины без демонтажа насосной установки и удаления ее из скважины, оперативно изменять режим работы.The main task, the invention is aimed at, is to ensure stable operation of the well with the ability to change the operating mode of the well without dismantling the pumping unit and removing it from the well, to quickly change the operating mode.
Техническим результатом является повышение технологичности эксплуатации скважины.The technical result is to increase the manufacturability of the well.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной скважинной насосной установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, возвратно-поступательный насос с приводной штангой для откачки продукта из верхнего пласта, и электроприводной центробежный насос с входным модулем и обратным клапаном для откачки продукта из нижнего пласта скважины, соединенный промежуточной трубой со стволом пакера, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания от наземного пункта управления, и эжектор для стравливания газовой шапки из подпакерного межтрубного пространства с возможностью закрепления в установке разжимной цангой и удаления его канатом с помощью монтажного инструмента с захватом зацепной головки, выполненной на эжекторе, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers containing a column of elevator pipes, a packer with cable entry, a reciprocating pump with a drive rod for pumping product from the upper layer, and an electric drive centrifugal pump with an inlet a module and a check valve for pumping the product from the lower wellbore, connected by an intermediate pipe to the packer barrel, the electric motor of which is hermetically connected to the cable ektropitaniya from the ground control station, and an ejector for venting gas cap from the annulus below the packer to be fixed in the installation and removal of the expansible collet its rope using the assembly tool with the seizure engagement head formed on the ejector, according to the proposed technical solution,
установка включает гидравлический коллектор, соединенный с одной стороны с колонной лифтовых труб, а с другой - со стволом пакера, в коллекторе выполнено центральное отверстие с внутренней проточкой, параллельно ему в стенке выполнены продольные каналы, между которыми в стенке симметрично проточке выполнены радиальные каналы, сообщающие центральное отверстие коллектора с надпакерным межтрубным пространством, при этом в коллекторе посредством разжимной цанги закреплен возвратно-поступательный насос, герметично установленный входом в центральном отверстии выше радиальных каналов с образованием в коллекторе выше посадочного места полости, сообщающейся с продольными каналами коллектора, с одной стороны, и, с другой, - с полостью колонны лифтовых труб, а ниже радиальных каналов коллектора в центральном отверстии устанавливаются эжектор или перепускной узел, замещающие друг друга при условии наличия или отсутствия газовой шапки в подпакерном межтрубном пространстве, выполненные с заглушкой, герметично перекрывающей центральное отверстие, при этом перепускной узел одновременно перекрывает и радиальные каналы, выполненные в стволе пакера ниже кольцевых манжет, разобщающие пласты скважины, а ниже заглушки в перепускном узле и эжекторе выполнены радиальные отверстия, сообщающие полость промежуточной трубы с продольными каналами коллектора, в последнем перепускной узел закрепляется посредством разжимной цанги с возможностью удаления с помощью каната и монтажного инструмента, для которого перепускной узел снабжен зацепной головкой;the installation includes a hydraulic manifold connected on one side to the column of elevator pipes and on the other to the packer barrel, a central hole is made in the collector with an internal groove, longitudinal channels are made parallel to it in the wall, between which radial channels are made symmetrically to the groove, communicating the central hole of the collector with nadpakerny annular space, while in the collector by means of an expanding collet, a reciprocating pump, hermetically installed by the inlet the central hole above the radial channels with the formation in the collector above the seat of the cavity, communicating with the longitudinal channels of the collector, on the one hand, and, on the other, with the cavity of the column of elevator pipes, and below the radial channels of the collector, an ejector or bypass assembly is installed in the central hole, replacing each other under the condition of the presence or absence of a gas cap in the under-packer annular space, made with a plug that hermetically covers the central hole, while the bypass assembly is one it also temporarily closes the radial channels made in the packer’s trunk below the annular cuffs, separating the borehole layers, and below the plugs in the bypass assembly and ejector, there are made radial holes communicating the cavity of the intermediate pipe with the longitudinal channels of the collector; with the help of a rope and a mounting tool, for which the bypass assembly is equipped with a hook head;
она дополнительно снабжена приспособлением для промывки центробежного насоса, содержащем пробку, герметично устанавливаемую в центральном отверстии коллектора с образованием полости, сообщающейся с продольными каналами коллектора, с одной стороны, а с другой, - с полостью колонны лифтовых труб, и проходную втулку, сопряженную с пробкой и герметично устанавливаемую в стволе пакера, снаружи которой выполнена проточка, образующая полость, сообщающую подпакерное межтрубное пространство через радиальные каналы ствола пакера с радиальными каналами коллектора, для чего со стороны нижнего торца пробки выполнено глухое отверстие, сообщающееся с полостью проходной втулки, а в образовавшейся стенке пробки выполнены радиальные каналы и наружная проточка, сообщающиеся с одной стороны с полостью проходной втулки через глухое отверстие в пробке, а с другой - с надпакерным межтрубным пространством через радиальные каналы коллектора, при этом пробка снабжена зацепной головкой с возможностью удаления приспособления из насосной установки монтажным инструментом с помощью каната;it is additionally equipped with a device for washing a centrifugal pump containing a plug that is hermetically installed in the central hole of the collector with the formation of a cavity communicating with the longitudinal channels of the collector, on the one hand, and on the other hand, with the cavity of the column of elevator pipes, and a bushing mated to the plug and hermetically installed in the packer barrel, on the outside of which a groove is made forming a cavity communicating the sub-packer annular space through the radial channels of the packer barrel with radial collector channels, for which a blind hole is made from the bottom end of the plug communicating with the cavity of the bushing, and radial channels and an outer groove are made in the formed wall of the plug, communicating on one side with the cavity of the bushing through the blind hole in the plug, and on the other with nadpakerny annular space through the radial channels of the collector, while the tube is equipped with a hook head with the ability to remove the device from the pump installation with an installation tool using a rope;
в качестве обратного клапана может быть установлен запорно-промывочный клапан циркуляционного типа.as a check valve can be installed shut-off and flush valve circulation type.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two formations. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и эффективно использовано в нефтегазодобывающей отрасли. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering company from well-known materials and effectively used in the oil and gas industry. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг.1 представлена компоновка скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов с перепускным узлом; на фиг.2 - то же, с эжектором для стравливания газовой шапки; на фиг.3 - то же, с приспособлением для промывки центробежного насоса.Figure 1 presents the layout of the downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers with a bypass node; figure 2 is the same, with an ejector for bleeding the gas cap; figure 3 is the same, with a device for flushing a centrifugal pump.
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб 1, пакер 2 с кабельным вводом, возвратно-поступательный насос 3 с приводной штангой 4 для откачки продукта из верхнего пласта I, и электроприводной центробежный насос 5 с входным модулем 6 для откачки продукта из нижнего пласта II скважины, соединенный с пакером 2 промежуточной трубой 7. Электродвигатель 8 центробежного насоса 5 герметично соединен с кабелем 9 электропитания от наземного пункта управления (условно не показан). На выходе центробежного насоса 5 установлен запорно-промывочный клапан 10 циркуляционного типа, соединенный промежуточной трубой 7 со стволом пакера 2. Между колонной лифтовых труб 1 и стволом пакера 2 установлен гидравлический коллектор 11, в котором выполнено центральное отверстие 12 с внутренней проточкой. В стенке коллектора 11 параллельно центральному отверстию 12 выполнены продольные каналы 13, между которыми симметрично внутренней проточке выполнены радиальные каналы 14, сообщающие центральное отверстие 12 коллектора 11 с надпакерным межтрубным пространством 15. В коллекторе 11 посредством разжимной цанги 16 закреплен возвратно-поступательный насос 3, последний герметично установлен входом в центральном отверстии 12 выше радиальных каналов 14 посредством манжет с образованием в коллекторе 11 выше посадочного места полости 17, сообщающейся с продольными каналами 13 коллектора 11 с одной стороны и с другой - с полостью колонны лифтовых труб 1. В стволе пакера 2 ниже кольцевых манжет, разобщающих пласты I и II скважины, выполнены радиальные каналы 18, сообщающиеся с подпакерным межтрубным пространством 19.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers contains a column of
В зависимости от объемов выделяемого газа вместе с жидкостью нижним пластом II скважины и образования в подпакерном межтрубном пространстве 19 газовой шапки 20 в насосной установке устанавливаются замещающие друг друга либо перепускной узел 21 для прямоточного откачивания флюида центробежным насосом 5 из нижнего пласта II, либо эжектор 22 для одновременного откачивания флюида центробежным насосом 5 из нижнего пласта II и стравливания газовой шапки 20 из подпакерного межтрубного пространства 19.Depending on the volumes of gas emitted together with the liquid from the lower formation II of the well and the formation of a
При условии отсутствия или наличия в подпакерном межтрубном пространстве 19 газовой шапки 20 в насосной установке ниже радиальных каналов 14 коллектора 11 устанавливается перепускной узел 21, перекрывающий радиальные каналы 18 в стволе пакера 2 посредством манжет, установленных на перепускном узле 21 по обе стороны от радиальных каналов 18. Перепускной узел 21 снабжен заглушкой 23, снаружи которой, симметрично внутренней проточке в центральном отверстии 12 коллектора 11, выполнена проточка, герметично перекрывающей посредством манжет центральное отверстие 12, образуя совместно с возвратно-поступательным насосом 3 полость, сообщающуюся через радиальные каналы 14 с надпакерным межтрубным пространством 15. В перепускном узле 21 ниже заглушки 23 выполнены радиальные отверстия 24, сообщающие полость промежуточной трубы 7 с продольными каналами 13 коллектора 11 через полость перепускного узла 21, последний закрепляется в коллекторе 11 разжимной цангой 25 с возможностью удаления его канатом 26 с помощью монтажного инструмента 27 с захватом зацепной головки 28, выполненной на заглушке 23 проходной втулки 21 (Фиг.1).In the absence or presence of a
При превышении в подпакерном межтрубном пространстве 19 допустимого объема газовой шапки 20 в центральном отверстии 12 ниже радиальных каналов 14 коллектора 11 устанавливается эжектор 22 для стравливания газовой шапки 20, который радиальными каналами подвода газа к входу в камеру смешения совмещается с радиальными каналами 18 в стволе пакера 2. Эжектор 22 снабжен заглушкой 23, снаружи которой, симметрично внутренней проточке в центральном отверстии 12 коллектора 11, выполнена проточка. Заглушка 23 герметично перекрывает посредством манжет центральное отверстие 12, образуя совместно с возвратно-поступательным насосом 3 полость, сообщающуюся через радиальные каналы 14 с надпакерным межтрубным пространством 15. В эжекторе 22 ниже заглушки 23 выполнены радиальные отверстия 29, сообщающие камеру смешения газа с жидкостью в эжекторе 22 с продольными каналами 13 коллектора 11. Эжектор 22 закрепляется в коллекторе 11 разжимной цангой 30 и возможностью удаления его канатом 26 с помощью монтажного инструмента 27 с захватом зацепной головки 28, выполненной на эжекторе 22. (Фиг.2).If the permissible volume of the
Скважинная насосная установка дополнительно снабжена приспособлением для промывки центробежного насоса, содержащем пробку 31, герметично устанавливаемую в центральном отверстии 12 коллектора 11 с образованием в коллекторе 11 выше посадочного места обводного канала 32, сообщающейся с продольными каналами 13 коллектора 11, с одной стороны, а с другой, - с полостью колонны лифтовых труб 1, и проходную втулку 33, сопряженную с пробкой 31 и герметично устанавливаемую в стволе пакера 2 посредством манжет, расположенных ниже радиальных каналов 18. Снаружи проходной втулки 33 выполнена проточка, образующая совместно с коллектором 11 и стволом пакера 2 полость 34, сообщающую подпакерное межтрубное пространство 19 через радиальные каналы 18 ствола пакера 2 с продольными каналами 13 коллектора 11. Со стороны нижнего торца пробки 31 выполнено глухое отверстие 35, сообщающееся с полостью проходной втулки 33. В образовавшейся стенке пробки 31 выполнены радиальные каналы 36 и наружная проточка, сообщающиеся с одной стороны с полостью проходной втулки 33 через глухое отверстие 35 в пробке 31, а с другой - с надпакерным межтрубным пространством 15 через радиальные каналы 14 коллектора 11. Пробка 31 снабжена зацепной головкой 28 с возможностью удаления приспособления из насосной установки монтажным инструментом 27 с помощью каната 26 (Фиг.3).The downhole pumping unit is further provided with a centrifugal pump flushing device comprising a
В зависимости от объемов выделяемого газа вместе с жидкостью нижним пластом II скважины скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.Depending on the volume of gas emitted together with the liquid in the lower layer of well II, the downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of the two layers works as follows.
Насосную установку в сборе, включающую электроприводной центробежный насос 5, соединенный промежуточной трубой 7 с пакером 2, выполненным с кабельным вводом, коллектором 11 и кабелем 9, спускают в определенный интервал скважины на колонне лифтовых труб 1 и закрепляют пакером 2.The complete pump installation, including an electric drive
При отсутствии или наличии в допустимом объеме в подпакерном межтрубном пространстве 19 газовой шапки 20 в насосную установку через колонну лифтовых труб 1 с помощью каната 26, монтажного инструмента 27 и зацепной головки 28 на заглушке 23 спускают перепускной узел 21, последний устанавливают заглушкой 23 в центральном отверстии 12 коллектора 11 ниже радиальных каналов 14 и самопроизвольно закрепляется в коллекторе 11 разжимной цангой 25, перекрывая собой радиальные каналы 18 в стволе пакера 2. Затем в насосную установку через колонну лифтовых труб 1 на приводной штанге 4 спускают возвратно-поступательный насос 3, последний входом устанавливают в центральном отверстии 12 коллектора 11 выше радиальных каналов 14 и самопроизвольно закрепляют в коллекторе 11 разжимной цангой 16.In the absence or presence in the permissible volume in the under-packer
После монтажа насосной установки в скважине, одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу возвратно-поступательный насос 3 от наземного привода (не показан) возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1 и электроприводной центробежный насос 5 подачей электропитания электродвигателю 8 по кабелю 9. Поток флюида, нагнетаемый электроприводным центробежный насосом 5 из нижнего пласта II через запорно-промывочный клапан 10 и промежуточную трубу 7, с напором проходит через полость и радиальные отверстия 24 перепускного узла 21, продольные каналы 13 коллектора 11, полость 17 между возвратно-поступательным насосом 3 и коллектором 11, в полость колонны лифтовых труб 1. Поток флюида из верхнего пласта I, проходя через надпакерное межтрубное пространство 15, радиальные каналы 14 и полость в центральном отверстии 12 коллектора 11, всасывается возвратно-поступательным насосом 3 и нагнетается в полость колонны лифтовых труб 1, в последней флюиды пластов I и II смешиваются и поднимаются на поверхность скважины.After installing the pump unit in the well, simultaneously or separately or alternately, the
При превышении в подпакерном межтрубном пространстве 19 допустимого объема газовой шапки 20 из установки последовательно удаляются возвратно-поступательный насос 3 с помощью приводной штанги 4 и перепускной узел 21 с помощью каната 26 и монтажного инструмента 27 с захватом зацепной головки 28 на заглушке 23 перепускного узла 21. Затем в насосную установку через колонну лифтовых труб 1 с помощью каната 26, монтажного инструмента 27 и зацепной головки 28 на заглушке 23 спускают эжектор 22, последний устанавливают заглушкой 23 в центральном отверстии 12 коллектора 11 ниже радиальных каналов 14. Эжектор 22 радиальными каналами подвода газа к входу в камеру смешения совмещается с радиальными каналами 18 в стволе пакера 2 и самопроизвольно закрепляется в коллекторе 11 разжимной цангой 30. Затем в насосную установку через колонну лифтовых труб 1 на приводной штанге 4 спускают возвратно-поступательный насос 3, последний входом устанавливают в центральном отверстии 12 коллектора 11 выше радиальных каналов 14 и самопроизвольно закрепляют в коллекторе 11 разжимной цангой 16.If the permissible volume of the
После монтажа насосной установки в скважине, одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу возвратно-поступательный насос 3 от наземного привода (не показан) возвратно-поступательным движением штанги 4 в колонне лифтовых труб 1 и электроприводной центробежный насос 5 подачей электропитания электродвигателю 8 по кабелю 9. Поток флюида, нагнетаемый электроприводным центробежный насосом 5 из нижнего пласта II через запорно-промывочный клапан 10 и промежуточную трубу 7, с напором входит в сопло эжектора 22. Сопло эжектора 22, создавая разрежение перед его камерой смешения, увлекает за собой сепарированный газ из газовой шапки 20 через радиальные каналы 18 в стволе пакера 2, поступает в камеру смешения эжектора 22, где происходит смешение флюида с сепарированным газом, после чего смесь поступает через радиальные отверстия 29 в эжекторе 22, продольные каналы 13 в коллекторе 11 и полость 17 между возвратно-поступательным насосом 3 и коллектором 11, в полость колонны лифтовых труб 1. Поток флюида из верхнего пласта I, проходя через надпакерное межтрубное пространство 15, радиальные каналы 14 и полость в центральном отверстии 12 коллектора 11, всасывается возвратно-поступательным насосом 3 и нагнетается в полость колонны лифтовых труб 1, в последней флюиды пластов I и II смешиваются и поднимаются на поверхность скважины.After installing the pump unit in the well, simultaneously or separately or alternately, the
При необходимости промывки электроприводного центробежного насоса 5 скважинной насосной установки из установки через колонну лифтовых труб 1 последовательно удаляются возвратно-поступательный насос 3 с помощью приводной штанги 4 и перепускной узел 21 или эжектор 22 с помощью каната 26 и монтажного инструмента 27 с захватом зацепной головки 28 на заглушке 23. Затем в насосную установку через колонну лифтовых труб 1 с помощью каната 26, монтажного инструмента 27 и зацепной головки 28 на пробке 31 спускают приспособление для промывки электроприводного центробежного насоса 5 и герметично устанавливают пробкой 31 в центральном отверстии 12 коллектора 11 и проходной втулкой 33 в стволе пакера 2 с возможностью сообщения наружной проточки на проходной втулке 33 с радиальными каналами 18 в стволе пакера 2.If necessary, rinse the electric drive
После монтажа приспособления для промывки электроприводного центробежного насоса 5 последний запускают в работу подачей электропитания электродвигателю 8 по кабелю 9. В этом случае промывочная жидкость подается через колонну лифтовых труб 1, которая проходит через обводной канал 32, образованный между пробкой 31 и коллектором 11, продольные каналы 13 в коллекторе 11, полость 34, образованную совместно проточкой на проходной втулке 33 с коллектором 11 и стволом пакера 2, радиальные каналы 18 в стволе пакера 2 в подпакерное межтрубное пространство 19. Затем промывочная жидкость из подпакерного межтрубного пространства 19 поступает во входной модуль 6 электроприводного центробежного насоса 5, последний нагнетает жидкость через запорно-промывочный клапан 10 в промежуточную трубу 7, проходную втулку 33, глухое отверстие 35 и радиальные каналы 36 в пробке 31 и радиальные каналы 14 в коллекторе 11 в надпакерное межтрубное пространство 15 и далее на поверхность скважины. После промывки электроприводного насоса 11 приспособление удаляют захватом за головку 28 на пробке 31 монтажным инструментом 27 с помощью каната 26. Таким образом обеспечивается промывка центробежного насоса 5 без извлечения колонны лифтовых труб, пакера и центробежного насоса 5 с кабелем 9 в процессе эксплуатации скважины.After installing the device for washing the electric drive
Использование предложенной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов позволит значительно повысить эффективность эксплуатации скважин. Предлагаемая технология одновременно-раздельной добычи продукта на месторождениях с разнородными пластами соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденным постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.Using the proposed borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers will significantly increase the efficiency of well operation. The proposed technology for simultaneous and separate production of a product in fields with heterogeneous formations complies with the requirements of the Rules for the Protection of Subsurface Resources approved by the Decree of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 of June 06, 2003.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014106246/03A RU2542999C2 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014106246/03A RU2542999C2 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014106246A RU2014106246A (en) | 2014-06-20 |
RU2542999C2 true RU2542999C2 (en) | 2015-02-27 |
Family
ID=51213804
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014106246/03A RU2542999C2 (en) | 2014-02-19 | 2014-02-19 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2542999C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584991C1 (en) * | 2015-03-17 | 2016-05-27 | Олег Марсович Гарипов | Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof |
RU2699502C1 (en) * | 2018-12-03 | 2019-09-05 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump unit for simultaneous-separate operation of two well formations |
RU2745806C1 (en) * | 2020-02-25 | 2021-04-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Automatic device for bypassing annular gas into the column of pump and compressor pipes |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998013579A2 (en) * | 1996-09-27 | 1998-04-02 | Baker Hughes Limited | Oil separation and pumping systems |
RU2339798C2 (en) * | 2007-01-09 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions) |
RU2454531C1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-06-27 | Олег Сергеевич Николаев | Packer installation (versions) and device for its pumps washing (versions) |
RU2459930C1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-08-27 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole packer installation and device for gas extraction for it |
RU2485292C2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-06-20 | Олег Сергеевич Николаев | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations |
RU2488689C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
-
2014
- 2014-02-19 RU RU2014106246/03A patent/RU2542999C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998013579A2 (en) * | 1996-09-27 | 1998-04-02 | Baker Hughes Limited | Oil separation and pumping systems |
RU2339798C2 (en) * | 2007-01-09 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions) |
RU2454531C1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-06-27 | Олег Сергеевич Николаев | Packer installation (versions) and device for its pumps washing (versions) |
RU2459930C1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-08-27 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole packer installation and device for gas extraction for it |
RU2485292C2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-06-20 | Олег Сергеевич Николаев | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations |
RU2488689C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584991C1 (en) * | 2015-03-17 | 2016-05-27 | Олег Марсович Гарипов | Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof |
RU2699502C1 (en) * | 2018-12-03 | 2019-09-05 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump unit for simultaneous-separate operation of two well formations |
RU2745806C1 (en) * | 2020-02-25 | 2021-04-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Automatic device for bypassing annular gas into the column of pump and compressor pipes |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014106246A (en) | 2014-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
RU2006137251A (en) | METHOD FOR SEPARATE OPERATION OF OBJECTS OF EXPRESSIVE OR PRODUCING WELL AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
CN101025080A (en) | Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
US8613311B2 (en) | Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems | |
RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
US20160153268A1 (en) | A gas lift system and a gas lift method | |
CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
RU2531692C2 (en) | Circulation valve of pressure equalisation and well pump unit | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2454531C1 (en) | Packer installation (versions) and device for its pumps washing (versions) | |
RU2532501C1 (en) | Multifunctional packer | |
RU2560969C2 (en) | Borehole ejector | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
CN115387761A (en) | Oil-gas well liquid discharge pipe column device with high lift and deep pumping liquid discharge method | |
RU2459930C1 (en) | Downhole packer installation and device for gas extraction for it | |
RU2720716C1 (en) | Unit for simultaneous separate operation of two well formations | |
RU191708U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2471966C1 (en) | Well cleaning and operation device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180220 |