RU2546218C1 - Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation - Google Patents
Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2546218C1 RU2546218C1 RU2014103069/03A RU2014103069A RU2546218C1 RU 2546218 C1 RU2546218 C1 RU 2546218C1 RU 2014103069/03 A RU2014103069/03 A RU 2014103069/03A RU 2014103069 A RU2014103069 A RU 2014103069A RU 2546218 C1 RU2546218 C1 RU 2546218C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric
- valve
- submersible
- installation
- cable
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, в частности определение дебита каждого продуктивного пласта, при реализации одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с использованием электропогружного насоса с электрическим клапаном.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods and means for measuring the parameters of productive layers, in particular, determining the flow rate of each productive formation, when implementing simultaneous and separate operation of a multilayer well using an electric submersible pump with an electric valve.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ №2380525, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.01.2010 г.), реализуемый с возможностью определения продуктивности пластов.The known method of simultaneous and separate operation of two layers in the well (RF patent No. 2380525, IPC EV 43/14, publ. 01/27/2010), implemented with the ability to determine the productivity of the layers.
Способ включает спуск колонны труб с пакером, оснащенным якорем до требуемого интервала установки, фиксацию якоря с установкой пакера между пластами, спуск насоса и отбор продукции пластов, совместное или раздельное. Согласно изобретению пакер с якорем и дополнительным вращающимся электроприводом спускают на кабеле, длину которого подбирают достаточной для установки пакера между пластами с насосом, размещаемым ниже уровня жидкости обоих пластов. После чего кабель крепят на колонне труб, оснащенной электропогружным насосом, который оснащен дополнительным кабелем с производительностью, достаточной для откачки продукции обоих пластов. Колонну труб с кабелями спускают в скважину до размещения пакера между пластами. Подачей прямого напряжения по кабелю устанавливают при помощи электродвигателя пакер с якорем между пластами. Подачей напряжения по дополнительному кабелю запускают насос. В результате определяют продуктивность верхнего пласта. Далее подачей обратного напряжения по кабелю на электропривод пакер и якорь возвращают в транспортное положение. Затем по дополнительному кабелю запускают насос. В результате определяют, исходя из первого исследования, гидродинамические свойства нижнего пласта. По результатам этих исследований подбирают периодичность установки и снятия пакера с якорем для оптимальной добычи из верхнего пласта при установленном пакере до снижения уровня жидкости ниже динамического уровня менее продуктивного пласта и выше верхнего насоса или из обоих пластов при снятом пакере до достижения динамического уровня жидкости менее продуктивного пласта.The method includes lowering the pipe string with a packer equipped with an anchor to the required installation interval, fixing the armature with the packer between the layers, lowering the pump and selecting production of layers, joint or separate. According to the invention, a packer with an anchor and an additional rotating electric drive is lowered on a cable, the length of which is selected sufficient to install the packer between the reservoirs with a pump located below the liquid level of both reservoirs. Then the cable is mounted on a pipe string equipped with an electric submersible pump, which is equipped with an additional cable with a capacity sufficient for pumping out the products of both layers. A pipe string with cables is lowered into the well before the packer is placed between the layers. By applying direct voltage to the cable, a packer with an anchor between the layers is installed using an electric motor. By applying voltage via an additional cable, the pump is started. As a result, the productivity of the upper layer is determined. Then, by supplying reverse voltage through the cable to the electric drive, the packer and the anchor are returned to the transport position. Then the pump is started via an additional cable. As a result, based on the first study, the hydrodynamic properties of the lower reservoir are determined. Based on the results of these studies, the frequency of installation and removal of the packer with the anchor is selected for optimal production from the upper reservoir with the packer installed until the fluid level drops below the dynamic level of the less productive reservoir and above the upper pump or from both reservoirs when the packer is removed until the dynamic fluid level of the less productive reservoir is reached .
Недостатком известного способа одновременно-раздельной эксплуатации является необходимость прекращения откачки продукции обоих пластов при проведении исследований, поскольку сначала запускают насос, определяют продуктивность верхнего пласта, отключают его, возвращают пакер и якорь в транспортное положение, а затем вновь запускают насос. На включение и отключение насоса тратится время, также требуются энергетические затраты при возврате режима работы насоса на установившийся режим. Частые пуски-остановки погружного электроцентробежного оборудования крайне негативно влияют на межремонтный период его работы, погружной электродвигатель имеет низкую наработку на отказ. Очевидно, что если бы насос не отключали, технология исследования и одновременно-раздельной эксплуатации скважин была бы более эффективной. Осуществление многократной посадки и срыва пакера при эксплуатации не обеспечит надежности пакеровки и герметизации по причине отложения солей и парафина на поверхности как эксплуатационной колонны, так и пакера. Кроме того имеется возможность перетока жидкости из одного пласта в другой, что противоречит требованиям Ростехнадзора по одновременно-раздельной эксплуатации.The disadvantage of this method of simultaneous and separate operation is the need to stop pumping the products of both layers during research, since they first start the pump, determine the productivity of the upper layer, turn it off, return the packer and anchor to the transport position, and then restart the pump. It takes time to turn the pump on and off, and energy costs are also required when returning the pump to a steady state. Frequent starts and stops of submersible electric centrifugal equipment have a very negative impact on the overhaul period of its operation, the submersible motor has a low MTBF. Obviously, if the pump had not been shut off, the technology for research and simultaneous separate operation of the wells would be more efficient. Implementation of multiple planting and tearing down of the packer during operation will not ensure the reliability of packing and sealing due to the deposition of salts and paraffin on the surface of both the production string and the packer. In addition, there is the possibility of fluid flow from one reservoir to another, which contradicts the requirements of Rostekhnadzor for simultaneous and separate operation.
Известна установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (патент РФ №2380522, МПК E21B 43/12, E21B 47/12, опубл. 27.01.2010 г.).A known installation for simultaneous and separate research and operation of an electric submersible pump of a multilayer well (RF patent No. 2380522, IPC E21B 43/12, E21B 47/12, publ. 01/27/2010).
Установка включает в себя оснащение скважины многопакерной или однопакерной компоновкой на глубине пластов с возможностью спусков в скважину колонны труб с электропогружным насосом без или с кожухом и, по крайней мере, одним регулирующим клапаном. Многопакерная компоновка оснащена соединенными или отсоединенными между собой, по меньшей мере, двумя посадочными узлами, расположенными соответственно выше верхнего пакера и между пакерами. Регулирующий клапан снизу укомплектован наружным разобщителем и внутренним хвостовиком с уплотняющим устройством. При спуске электропогружного насоса выше многопакерной компоновки обеспечена возможность герметичного соединения между собой, одновременно, как уплотняющего устройства и посадочного узла между пакерами, так и наружного разобщителя и посадочного узла выше верхнего пакера. Регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, выполненного с возможностью перемещения, например, в середину, вниз или вверх, или вращения из одного положении в другое и управления сигналом или импульсом с поверхности скважины или автоматически от параметров флюида, передачи через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду. При этом в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении - отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов. Для однопакерной компоновки регулирующий клапан соединен сверху с кожухом, а снизу - с пакером.The installation includes equipping the well with a multi-packer or single-packer arrangement at a depth of formations with the possibility of descending into the well a string of pipes with an electric submersible pump without or with a casing and at least one control valve. The multi-packer arrangement is equipped with at least two landing nodes connected or disconnected between themselves, located respectively above the upper packer and between the packers. The control valve at the bottom is equipped with an external disconnector and an internal shank with a sealing device. When lowering the electric submersible pump above the multi-packer arrangement, it is possible to tightly connect to each other, at the same time, as the sealing device and the landing unit between the packers, and the external disconnector and the landing unit above the upper packer. The control valve consists of a housing with at least two hydraulically connected non-axial and one axial flow channels, inside of which there is an electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, made for movement, for example , in the middle, down or up, or rotation from one position to another and control the signal or impulse from the surface of the well or automatically from the parameters of the fluid, per garden via a cable or a pipe, or the pipe string, or the environment. Moreover, in one of its positions, all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicated both with the intake of the electric submersible pump and with the well strata for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in its other position, cutting off the fluid flow, at least , from one layer by closing the entrance or exit of the corresponding off-axis throughput channel to study the characteristics and mode of at least one of the remaining open layers. For a one-packer arrangement, the control valve is connected from above to the casing, and from below to the packer.
Недостатком настоящего изобретения является отсутствие телеметрической системы в регулирующем клапане (датчика давления), связанного электрической цепью через обмотки погружного электродвигателя со станцией управления установки электроцентробежного насоса, что не соответствует требованиям Ростехнадзора.The disadvantage of the present invention is the lack of a telemetry system in the control valve (pressure sensor) connected by an electric circuit through the windings of the submersible electric motor to the control station of the electric centrifugal pump installation, which does not meet the requirements of Rostekhnadzor.
Известен способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (патент РФ №2385409, МПК E21B 43/00, E21B 47/12, опубл. 27.03.2010 г.).A known method of producing fluid from the layers of one well with an electric drive pump with an electric valve and installation for its implementation (RF patent No. 2385409, IPC E21B 43/00, E21B 47/12, publ. 03/27/2010).
Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб, оснащенной, по крайней мере, одним пакером для разобщения объектов с разъединителем-соединителем или без него, электроприводного насоса без или с кожухом, снабженного входным модулем, силового кабеля, погружного электродвигателя без или с блоком погружной телеметрии, хвостовика и, по меньшей мере, одного управляемого электрического клапана с запорным элементом. Открытием его регулируют поток флюида, по крайней мере, из одного объекта, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Согласно изобретению электрический клапан электромагнитного или электромеханического действия электрически соединяют или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с кабелем. Кроме того, его соединяют механически, жестко или не жестко, либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кожухом, либо же с хвостовиком. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом выполняют электрический клапан либо с одним входом, гидравлически связанным с пространством под пакером или над пакером, либо с двумя изолированными входами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, либо компоновку оснащают двумя электрическими клапанами, один из которых гидравлически связан с пространством под пакером, а другой - с пространством над пакером, обеспечивая при этом возможность управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида для нижнего или для верхнего объекта или одновременно для нижнего и верхнего объектов без или с измерением параметров потока. Для реализации способа предусмотрены варианты устройства.The method includes launching into the well a composition consisting of a pipe string equipped with at least one packer for disconnecting objects with or without a disconnector-connector, an electric drive pump with or without a casing, equipped with an input module, a power cable, an immersion motor without or with a submersible telemetry unit, a liner, and at least one controlled electric valve with a locking element. By opening it, fluid flow is controlled from at least one object passing through the valve to the upstream inlet module of the electric drive pump. According to the invention, an electric valve of electromagnetic or electromechanical action is electrically connected to either a submersible electric motor, or to a submersible telemetry unit, or to a cable. In addition, it is connected mechanically, rigidly or not rigidly, or with a submersible electric motor, or with a submersible telemetry unit, or with a casing, or with a shank. Moreover, the electric valve is located above the packer. In this case, an electric valve is executed either with one inlet hydraulically connected to the space under the packer or above the packer, or with two insulated inlets, one of which is hydraulically connected to the space under the packer, and the other with the space above the packer, or the arrangement is equipped with two electric valves , one of which is hydraulically connected with the space under the packer, and the other with the space above the packer, while providing the possibility of controlled both cutting and passing a fluid flow through it for , or for the top object or simultaneously for upper and lower objects without or with the measurement of flow parameters. To implement the method, device options are provided.
Практическая реализация способа и установки по патенту РФ №2385409 имеет следующие недостатки:The practical implementation of the method and installation according to the patent of the Russian Federation No. 2385409 has the following disadvantages:
1) отдельная кабельная линия (при управлении электрическим клапаном по дополнительному кабелю) не обеспечивает длительную работу установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) - она быстро выходит из строя под действием агрессивной среды, через 180-200 суток происходит отказ; также возрастают сложность монтажа и спуско-подъемных операций компоновки подземного оборудования с двумя линиями кабеля; наблюдаются частые повреждения двух кабельных линий при спуске УЭЦН;1) a separate cable line (when controlling the electric valve via an additional cable) does not provide long-term operation of the electric centrifugal pump installation (ESP) - it quickly fails under the influence of an aggressive environment, failure occurs after 180-200 days; the complexity of installation and hoisting operations of the layout of underground equipment with two cable lines also increases; frequent damage to two cable lines during the descent of the ESP is observed;
2) при спуске и подъеме двух линий кабеля в наклонно-направленную скважину увеличивается вероятность повреждения линии, по которой управляется электрический клапан; также уменьшается проходное сечение между колонной труб и обсадной колонной, что может повлечь за собой прихват скважинного оборудования в скважине;2) when lowering and raising two cable lines into a directional well, the probability of damage to the line along which the electric valve is controlled increases; the cross section between the pipe string and the casing is also reduced, which may entail the seizure of downhole equipment in the well;
3) требуется отдельная станция управления клапаном, что создает проблемы по размещению оборудования на устье скважины.3) requires a separate valve control station, which creates problems for the placement of equipment at the wellhead.
Известный способ и установка с управлением электрическим клапаном по кабелю электроприводного насоса имеют свою область применения. Настоящее изобретение расширяет арсенал средств того же назначения.The known method and installation with the control of the electric valve through the cable of the electric drive pump have their own field of application. The present invention extends the arsenal of tools for the same purpose.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины, эффективности управления электрическим клапаном и, как следствие, оптимизация добычи флюида из верхнего продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины электропогружным насосом с электрическим клапаном, исключение перетока жидкости с верхнего пласта в нижний, оптимизация добычи в режиме реального времени и исследование зависимости процента обводненности при разных забойных давлениях, отсутствие необходимости отключения насоса при подаче электропитания на привод электрического клапана и его переключении, обеспечение гарантированного безаварийного извлечения пакера, исключение необходимости применения дополнительных проводов и проведения нестандартных работ на устье скважины (пайка, соединение проводов), а также исключение необходимости внесения изменений в схему расстановки оборудования на устье скважины.The technical result of the present invention is to increase the efficiency of formation parameter measurements during well exploration, the efficiency of controlling an electric valve and, as a result, the optimization of fluid production from the upper reservoir while simultaneously operating a multilayer well with an electric submersible pump with an electric valve, eliminating the flow of fluid from the upper formation into lower, optimization of production in real time and the study of the dependence of the percentage of water cut at different bottom-hole pressures, there is no need to turn off the pump when applying power to the electric valve actuator and switching it, ensuring guaranteed trouble-free extraction of the packer, eliminating the need for additional wires and non-standard work at the wellhead (soldering, connecting wires), as well as eliminating the need for changes in the arrangement of equipment at the wellhead.
Технический результат достигается осуществлением способа исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, включающего спуск в многопластовую скважину на колонне насосно-компрессорных труб нижней секции установки, состоящей из хвостовика с заглушкой, приемного устройства для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, установку пакера между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединение колонны труб от пакера и ее подъем, спуск на колонне насосно-компрессорных труб верхней секции установки, включающей снизу вверх электрический клапан с возможностью управляемого как отсекания, так и пропуска через себя потока флюида нижнего пласта с измерением параметров потока, соединенный электрически и механически с блоком погружной телеметрии, погружной электродвигатель с кабелем, электроприводной насос, монтаж устьевого оборудования, запуск электроприводного насоса и отбор продукции пластов, при этом согласно изобретению, устанавливают выше разъединителя-соединителя клямсошламоуловитель, оснащают электрический клапан датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, при этом привод электрического клапана соединяют электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связывают через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, со станции управления по кабелю, питающему погружной электродвигатель, подают ток на электродвигатель клапана, перекрывают внутреннюю полость насосно-компрессорных труб, передают величину давления нижнего пласта с датчика давления клапана через блок погружной телеметрии на блок приема информации, далее передают информацию о замерах на пульт управления месторождения, причем работу насоса при замере давления не останавливают, после замера забойного давления нижнего продуктивного пласта датчиком давления со станции управления клапаном, совмещенной со станцией управления установкой электроприводного насоса, подают ток обратной полярности на электродвигатель клапана, производят открытие клапана, переводят насос на постоянный режим работы.The technical result is achieved by the implementation of a method for studying productive formations during simultaneous and separate operation of a multilayer well, including descent into a multilayer well on a string of tubing of the lower section of the installation, consisting of a liner with a plug, a receiving device for receiving fluid from the lower reservoir in the form of tubing bypass valves, packer, disconnector-connector, installation of the packer between the lower and upper reservoirs, separation of the pipe string from the packer and its lifting, descent on the tubing string of the upper section of the installation, including an electric valve from the bottom up with the ability to control both cutting off and letting the fluid flow through the lower reservoir with measuring flow parameters, electrically and mechanically connected to the submersible telemetry unit, a submersible electric motor with a cable, an electric drive pump, installation of wellhead equipment, start-up of an electric drive pump and selection of formation products, while according to the invention, are installed above p clamp-sludge trap connector, equip the electric valve with a pressure sensor and a unit that eliminates the influence of the current of the submersible motor on the power line of the electric cable, measuring and transmitting information, while the electric valve drive is connected electrically to the submersible telemetry unit through the electric valve control system using one or more wires laid inside the submersible telemetry unit and the valve, and the submersible telemetry unit with an electric circuit is connected through an exchange the submersible motor flanges and the cable with the control station and the information receiving and processing unit, from the control station via a cable supplying the submersible electric motor, supply current to the valve motor, block the internal cavity of the tubing, transmit the pressure of the lower reservoir from the valve pressure sensor through the block immersion telemetry to the information receiving unit, then the information about the measurements is transmitted to the control panel of the field, and the pump does not stop when measuring pressure, after measuring a downhole pressure lower producing formation pressure sensor with valve control station, combined with an electrically driven pump installation management station, reverse polarity current supplied to the valve motor produce the valve opening, the pump is transferred to a permanent operation.
Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:To achieve the goal, the following particular solutions can be used:
- установку выше электроприводного насоса оснащают обратным и сбивным клапанами;- installation above the electric drive pump is equipped with check and knockdown valves;
- установку оснащают дополнительным пакером.- the installation is equipped with an additional packer.
Технический результат достигается применением установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащей две секции - нижнюю и верхнюю, причем нижняя секция спущена предварительно и оснащена хвостовиком с заглушкой, приемным устройством для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта в виде перепускных клапанов, пакером, посаженным между нижним и верхним продуктивными пластами, разъединителем-соединителем на верхнем конце нижней секции, а верхняя секция установки имеет возможность последующего спуска и оснащена электрическим клапаном, соединенным механически и электрически с блоком погружной телеметрии и снабженным устройством для замера одного или нескольких параметров пласта, погружным электродвигателем с кабелем, электроприводным насосом, при этом согласно изобретению, выше разъединителя-соединителя установлен клямсошламоуловитель, электрический клапан оснащен датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации, привод электрического клапана соединен электрически с блоком погружной телеметрии через систему управления электрическим клапаном при помощи одного или нескольких проводов, проложенных внутри блока погружной телеметрии и клапана, а блок погружной телеметрии электрической цепью связан через обмотки погружного электродвигателя и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации, при этом станция управления клапаном совмещена со станцией управления установкой электроприводного насоса с возможностью адаптации к любому производителю станций управления.The technical result is achieved by using the installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well containing two sections - the lower and upper, the lower section being lowered previously and equipped with a liner with a plug, a receiving device for entering the fluid pipe string from the lower reservoir in the form of bypass valves, a packer, planted between the lower and upper productive layers, a disconnector-connector at the upper end of the lower section, and the upper section of the installation has the possibility of subsequent and is equipped with an electric valve, mechanically and electrically connected to a submersible telemetry unit and equipped with a device for measuring one or more parameters of the formation, a submersible electric motor with a cable, an electric drive pump, and according to the invention, a sludge trap is installed above the disconnector-connector, the electric valve is equipped with a pressure sensor and a node that excludes the influence of the current of a submersible electric motor on the power line of an electric cable, measuring and transmitting information, an electric drive the electric valve is electrically connected to the submersible telemetry unit through the electric valve control system using one or more wires laid inside the submersible telemetry unit and the valve, and the submersible telemetry unit is connected by an electric circuit through the windings of the submersible motor and a cable to the control station and the information receiving and processing unit while the valve control station is combined with a control station for installing an electric drive pump with the ability to adapt to any industry to the leader of control stations.
Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:To achieve the goal, the following particular solutions can be used:
- клямсошламоуловитель выполнен в виде отрезка насосно-компрессорной трубы с надетым на нее корпусом, низ которого герметичен по отношению к насосно-компрессорной трубе, а верх выполнен открытым в форме воронки;- klyamsoshlamitovy catcher is made in the form of a segment of the tubing with a body put on it, the bottom of which is tight with respect to the tubing, and the top is made open in the form of a funnel;
- запорный механизм электрического клапана выполнен коническим по отношению к седлу запорного механизма;- the locking mechanism of the electric valve is made conical with respect to the seat of the locking mechanism;
- выше электроприводного насоса расположены обратный и сбивной клапаны;- above the electric drive pump there are check and knockdown valves;
- оснащена дополнительным пакером.- equipped with an additional packer.
Изобретение поясняется изображенной на фиг.1 схемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и представленной на фиг.2 схемой осуществления мониторинга скважинных параметров.The invention is illustrated in figure 1 installation diagram for simultaneous and separate operation of a multilayer well and presented in figure 2 diagram of the monitoring of borehole parameters.
Установка (фиг.1) состоит из хвостовика 1 с заглушкой 2, перепускных клапанов 3, пакера 4, разъединителя-соединителя 5, клямсошламоуловителя 6, электрического клапана 7 с запорным механизмом (на фигурах не показан), снабженного датчиком давления (на фиг.2), погружного электродвигателя (ПЭД) 8, питающегося электрическим током через кабель 9, блока погружной телеметрии (БПТ) 10, электрической цепью связанного через обмотки ПЭД 8 и кабель 9 со станцией управления 11 и блоком приема и обработки информации 12.The installation (Fig. 1) consists of a shank 1 with a plug 2, bypass valves 3, a packer 4, a disconnector-connector 5, a slam trap 6, an electric valve 7 with a locking mechanism (not shown in the figures) equipped with a pressure sensor (in Fig. 2 ), a submersible electric motor (PED) 8, powered by electric current through a cable 9, a submersible telemetry unit (BPT) 10, an electric circuit connected through a winding PED 8 and a cable 9 with a control station 11 and an information receiving and processing unit 12.
Запорный механизм электрического клапана 7 может быть выполнен коническим по отношению к седлу запорного механизма. Данное исполнение запорного механизма позволяет производить штуцирование потока путем частичного перемещения запорного механизма.The locking mechanism of the electric valve 7 may be conical with respect to the seat of the locking mechanism. This embodiment of the locking mechanism allows the flow to be chipped by partially moving the locking mechanism.
Механически клапан 7 соединен с БПТ 10 при помощи муфт и фланца-разъема (на фигурах не показаны), электрически привод клапана 7 соединен с БПТ 10 через систему управления клапаном (фиг.2). Электрическое соединение привода электрического клапана 7 с БПТ 10 осуществляется одним или несколькими проводами (на фигурах не показаны), проложенными внутри БПТ 10 и клапана 7.The valve 7 is mechanically connected to the BPT 10 by means of couplings and a flange-connector (not shown in the figures), the valve 7 is electrically connected to the BPT 10 through the valve control system (figure 2). The electrical connection of the actuator of the electric valve 7 with the BPT 10 is carried out by one or more wires (not shown in the figures) laid inside the BPT 10 and the valve 7.
Клямсошламоуловитель 6 выполнен в виде отрезка насосно-компрессорной трубы (НКТ) с надетым на нее корпусом определенной длины, низ которого герметичен по отношению к НКТ, а верх выполнен открытым в форме воронки. Такое исполнение клямсошламоуловителя 6 позволяет улавливать посторонние предметы, попавшие в ствол скважины. Таким образом, наличие клямсошламоуловителя 6 позволяет исключить осложнения при срыве и подъеме пакера 4.Klyamsoshlamitovy catcher 6 is made in the form of a segment of the tubing with a body of a certain length worn on it, the bottom of which is tight with respect to the tubing, and the top is made open in the form of a funnel. This design klyamsoslamovatel 6 allows you to catch foreign objects that have fallen into the wellbore. Thus, the presence of a sludge trap 6 eliminates the complications of the disruption and lifting of the packer 4.
Установка содержит узел 13, исключающий влияние ПЭД 8 на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. Узел 13 установлен для повышения надежности передачи информации за счет снижения наводок ПЭД на линию электропитания и передачи информации.The installation contains a node 13, eliminating the influence of PED 8 on the power line of the electric cable, measuring and transmitting information. Node 13 is installed to increase the reliability of information transfer by reducing the interference of PED to the power line and information transfer.
Пакер 4 предназначен для разобщения нижнего 14 и верхнего 15 продуктивных пластов многопластовой скважины. Выше электроприводного насоса 16 расположены сбивной 1 7 и обратный 18 клапаны.Packer 4 is designed to separate the lower 14 and upper 15 productive formations of a multilayer well. Above the electric drive pump 16 are located a whipping 1 7 and a check valve 18.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Разделяют установку на две секции. Спускают в многопластовую скважину 19 на колонне труб (на фигурах не показана) известным способом при помощи стандартного оборудования и инструментов бригады капитального ремонта скважин нижнюю секцию установки, состоящую из хвостовика 1 с заглушкой 2, приемного устройства для поступления в колонну труб флюида из нижнего пласта 14 в виде перепускных клапанов 3, пакера 4 и разъединителя-соединителя 5. Устанавливают пакер 4 между нижним 14 и верхним 15 продуктивными пластами, производят разъединение колонны труб от пакера 4 и ее подъем. Затем спускают верхнюю секцию установки, состоящую из электрического клапана 7, БПТ 10 с датчиком давления, ПЭД 8, электроприводного насоса 16, сбивного 17 и обратного 18 клапанов, соединяют в месте разъединения-соединения с пакером 4, проводят монтаж устьевого оборудования. Запускают электроприводной насос 16. При этом флюид с нижнего пласта 14 через центральный канал пакера 4 попадает во внутреннюю полость НКТ 20 и через открытый клапан 7 выходит в межтрубное пространство 21 и смешивается с флюидом верхнего пласта 15, далее насосом 16 по колонне НКТ 22 перекачивается на поверхность.Divide the installation into two sections. Lower the lower section of the installation, consisting of a liner 1 with a plug 2, a receiving device for entering the fluid pipe from the lower reservoir 14 into a multilayer well 19 on a pipe string (not shown in the figures) in a known manner using standard equipment and tools of the well repair team in the form of bypass valves 3, packer 4 and disconnector-connector 5. Install the packer 4 between the lower 14 and upper 15 productive layers, make the separation of the pipe string from the packer 4 and its rise. Then lower the upper section of the installation, consisting of an electric valve 7, BPT 10 with a pressure sensor, PED 8, electric drive pump 16, knocked down 17 and check valve 18, connect at the point of separation-connection with the packer 4, carry out the installation of wellhead equipment. The electric drive pump 16 is started. In this case, the fluid from the lower formation 14 through the central channel of the packer 4 enters the inner cavity of the tubing 20 and through the open valve 7 enters the annulus 21 and mixes with the fluid of the upper reservoir 15, then the pump 16 is pumped through the tubing string 22 to surface.
Для контроля за работой пластов 14, 15 со станции управления 11 по кабелю 9, питающему ПЭД 8 подают ток на электродвигатель (на фиг.1 не показан) клапана 7, в результате перекрывается внутренняя полость НКТ 20 и давление возрастает до истинного значения забойного давления нижнего пласта 14 через 30-60 минут. Датчик давления (на фиг.2), расположенный в клапане 7, передает величину давления через БПТ 10 на блок приема информации 12. Далее эта информация о замерах передается на пульт управления всего месторождения (на фигурах не показан). Такая процедура периодически повторяется, например, два раза в месяц. При замере давления работу электроприводного насоса 16 не останавливают. Насос 16 работает в низкочастотном режиме и перекачивает флюиды верхнего пласта 15. Датчик давления (на фигурах не показан), расположенный в БПТ 10, показывает давление в межтрубном пространстве в процессе работы электроприводного насоса 16. После замера забойного давления нижнего пласта 14 датчиком, расположенным в клапане 7, со станции управления 11 подают ток обратной полярности на электродвигатель клапана 7, производят открытие клапана 7, в результате чего внутренняя полость клапана 7 сообщается с межтрубным пространством 21, переводят электроприводной насос 16 на постоянный режим работы путем восстановления частоты ПЭД 8.To monitor the operation of the seams 14, 15 from the control station 11, a cable 9 is supplied to the power supply of the PED 8 to the electric motor (not shown in Fig. 1) of the valve 7, as a result, the internal cavity of the tubing 20 is closed and the pressure increases to the true bottomhole pressure formation 14 after 30-60 minutes. The pressure sensor (in FIG. 2) located in valve 7 transmits the pressure value through BPT 10 to the information receiving unit 12. Further, this measurement information is transmitted to the control panel of the entire field (not shown in the figures). This procedure is periodically repeated, for example, twice a month. When measuring pressure, the operation of the electric drive pump 16 does not stop. The pump 16 operates in a low-frequency mode and pumps the fluids of the upper reservoir 15. The pressure sensor (not shown in the figures) located in the BPT 10 shows the pressure in the annulus during operation of the electric drive pump 16. After measuring the bottomhole pressure of the lower reservoir 14 with a sensor located in valve 7, a reverse polarity current is supplied from the control station 11 to the valve 7 motor, the valve 7 is opened, as a result of which the internal cavity of the valve 7 communicates with the annular space 21, the electric oprivodnoy pump 16 at a constant operation frequency by reduction of the SEM 8.
Способ описан для однопакерной установки. При реализации вышеописанного способа возможна как однопакерная, так и многопакерная установка.The method is described for a single-pack installation. When implementing the above method, both single-pack and multi-pack installations are possible.
Предлагаемый способ позволяет регулировать объем добычи частичным открытием клапана. Периодическое открытие-закрытие клапана производится при работающем электропогружном насосе. Прекращение отбора флюида из нижнего пласта при исследовании параметров пластов не оказывает влияния на работу верхнего пласта.The proposed method allows you to adjust the volume of production by partial opening of the valve. Periodic opening and closing of the valve is performed when the electric submersible pump is running. The termination of the selection of fluid from the lower reservoir in the study of the parameters of the reservoirs does not affect the operation of the upper reservoir.
Преимущества настоящего изобретения по сравнению с известными способами и установками: электроприводной насос постоянно работает, в аналогах - насос отключается, чтобы передать ток на электродвигатель клапана, перекрывающего нижний пласт. Тем самым обеспечивается оптимизация добычи флюида из верхнего продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины электропогружным насосом с электрическим клапаном, а также повышение эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины. К преимуществам относится то, что исключается переток жидкости с верхнего пласта в нижний, что не предусмотрено в аналогах. Поток нижнего пласта штуцируется, что дает возможность оптимизировать добычу в режиме реального времени, производить исследования зависимости процента обводненности при разных забойных давлениях. Применение клямсошламоуловителя гарантирует безаварийное извлечение пакера. Совмещенная конструкция клапана и блока погружной телеметрии исключает необходимость применения дополнительных проводов, также исключает проведение нестандартных работ на устье скважины (пайка, соединение проводов). За счет объединения станции управления установкой электроприводного насоса и станции управления клапана исключается необходимость внесения изменений в схему расстановки оборудования на устье скважины.The advantages of the present invention compared to known methods and installations: the electric drive pump is constantly running, in analogs, the pump is turned off to transmit current to the valve electric motor that covers the lower layer. This ensures the optimization of fluid production from the upper reservoir during simultaneous and separate operation of a multilayer well with an electric submersible pump with an electric valve, as well as an increase in the efficiency of formation parameter measurements during well exploration. The advantages include the fact that the flow of liquid from the upper layer to the lower layer is excluded, which is not provided for in the analogues. The flow of the lower reservoir is choked, which makes it possible to optimize production in real time, to study the dependence of the percentage of water cut at different bottomhole pressures. The use of a sludge trap ensures trouble-free extraction of the packer. The combined design of the valve and the submersible telemetry unit eliminates the need for additional wires, and also eliminates non-standard work at the wellhead (soldering, wire connection). By combining the electric drive pump installation control station and the valve control station, the need to make changes to the arrangement of equipment at the wellhead is eliminated.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103069/03A RU2546218C1 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103069/03A RU2546218C1 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2546218C1 true RU2546218C1 (en) | 2015-04-10 |
Family
ID=53295769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014103069/03A RU2546218C1 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2546218C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611786C2 (en) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer pump facility for fluid production from two well formations |
| RU2630835C1 (en) * | 2016-08-04 | 2017-09-13 | Карл-Хайнц Моммерт | Plant for simultaneous oil production from two formations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU672376A2 (en) * | 1977-12-12 | 1979-07-05 | Roste Zedon A | Deep-well pump |
| RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
| RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
| RU2468196C2 (en) * | 2009-04-07 | 2012-11-27 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Sand catcher in oil well |
| RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
-
2014
- 2014-01-29 RU RU2014103069/03A patent/RU2546218C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU672376A2 (en) * | 1977-12-12 | 1979-07-05 | Roste Zedon A | Deep-well pump |
| RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
| RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
| RU2468196C2 (en) * | 2009-04-07 | 2012-11-27 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Sand catcher in oil well |
| RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611786C2 (en) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Single packer pump facility for fluid production from two well formations |
| RU2630835C1 (en) * | 2016-08-04 | 2017-09-13 | Карл-Хайнц Моммерт | Plant for simultaneous oil production from two formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9151131B2 (en) | Power and control pod for a subsea artificial lift system | |
| RU2385409C2 (en) | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method | |
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| US8851165B2 (en) | Compact cable suspended pumping system for lubricator deployment | |
| US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
| US8474520B2 (en) | Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention ESP | |
| US9166352B2 (en) | Downhole electrical coupler for electrically operated wellbore pumps and the like | |
| NO20161876A1 (en) | Downhole equipment suspension and lateral power system | |
| GB2438515A (en) | Capsule for downhole pump modules | |
| RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
| RU2546218C1 (en) | Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2500882C9 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
| RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
| US20190040715A1 (en) | Multi-stage Treatment System with Work String Mounted Operated Valves Electrically Supplied from a Wellhead | |
| RU2611786C2 (en) | Single packer pump facility for fluid production from two well formations | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
| US10920548B2 (en) | Method and apparatus for rig-less deployment of electrical submersible pump systems | |
| WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU2653210C2 (en) | Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof | |
| RU2531011C1 (en) | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation | |
| RU2529310C1 (en) | Downhole device | |
| RU2630835C1 (en) | Plant for simultaneous oil production from two formations | |
| US10597975B2 (en) | Downhole completion system |