RU2549946C1 - Pump packer system for multiple-zone well - Google Patents

Pump packer system for multiple-zone well Download PDF

Info

Publication number
RU2549946C1
RU2549946C1 RU2014114737/03A RU2014114737A RU2549946C1 RU 2549946 C1 RU2549946 C1 RU 2549946C1 RU 2014114737/03 A RU2014114737/03 A RU 2014114737/03A RU 2014114737 A RU2014114737 A RU 2014114737A RU 2549946 C1 RU2549946 C1 RU 2549946C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
packer
electric motor
casing
well
Prior art date
Application number
RU2014114737/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
Фатали Хубали оглы Азизов
Ильшат Асгатович Талипов
Гахир Гусейн оглы Ибадов
Зияфет Халил оглы Халилов
Джавид Хубали оглы Азизов
Зафар Махир оглы Шарифов
Александр Александрович Попов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника"
Зафар Махир оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
Фатали Хубали оглы Азизов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника", Зафар Махир оглы Шарифов, Василий Александрович Леонов, Фатали Хубали оглы Азизов filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника"
Priority to RU2014114737/03A priority Critical patent/RU2549946C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2549946C1 publication Critical patent/RU2549946C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: pump packer system includes a packer lowered into the well and put between formations and a pump unit above it, which consists of an electric motor with a cable, hydroprotection, telemetering, lower and upper pumps with receiving stations and a casing with a cable entry, the upper end of which envelopes the receiving station of the lower pump, and the lower end is located below the electric motor. The system is provided with a housing and a branch pipe with side outlet channels, the first one of which is connected from above to the lower end of the casing, and the second one is connected from above to the electric motor and from below to the packer. With that, the branch pipe is compacted in the housing and thus disconnects the cavity of the casing from the upper formation and connects it through side outlet channels to the lower formation. With that, the branch pipe is provided for fluid of the lower formation either with a control controlled with the electric motor or with a flow meter or with a mechanical check valve. The upper pump is connected with the receiving station to the lower pump, and the latter that is located above the casing is connected with the receiving station to the hydroprotection of the electric motor. With that, the receiving station of the lower pump is made in the form of an inlet module or a gas disperser, and the receiving station of the upper pump is made either in the form of an inlet module provided with a longitudinal through internal channel for a fluid flow of the lower formation and a cutoff with a side inlet channel for the fluid flow of the upper formation, which is controlled by electric, electromagnetic or hydraulic action, or in the form of an inlet module or a gas separator provided from below with a branch pipe with side outlet channels at backside of the well for fluid flow of the lower formation. The packer is either of mechanical action and is installed by creation on it, without any transfer to the casing, of the specified value of axial load from the weight of the pipe string with further maintenance or removal of this load after tight fit of the packer, or is of hydraulic action, provided with a disconnector and installed between formations before the pump unit is lowered by creation inside the packer of excess pressure, or is of hydrodynamic action and provided inside the well with a pulse tube transmitting discharge pressure of the upper pump to the hydraulic cylinder of the packer, or is of electric or electromagnetic action and is connected to the electric motor.
EFFECT: improving reliability and efficiency of a pump unit at simultaneous and separate operation of two formations of one and the same well.
5 dwg

Description

Изобретение относится к технике и технологии добычи нефти и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации насосным способом двух, разделенных между собой пакером, пластов одной скважины.The invention relates to techniques and technologies for oil production and can be used for simultaneous and separate operation by pumping of two layers of one well separated by a packer.

Известен патент РФ №2493359, разработанный ЗАО «НовометПерм», «Насосная пакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов», содержащая колонну труб, кабель, кожух с хвостовиком, двухвинтовой насос с электродвигателем и пакер между пластами.Known RF patent No. 2493359, developed by NovometPerm CJSC, "Pump packer installation for simultaneous and separate operation of two layers", containing a pipe string, cable, a casing with a shank, a twin-screw pump with an electric motor and a packer between the layers.

Известен патент РФ №2488688, разработанный ООО НТП «Нефтегазтехника», «Насосная пакерная кабельная система для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации многопластовой скважины», включающая спуск в скважину на колонну труб пакеров с разъединителем, электродвигателя с двухсторонними валами, верхний из которых связан с насосом, а нижний - с отсекающим клапаном.Known RF patent No. 2488688, developed by NTP Neftegaztekhnika LLC, “Pump packer cable system for simultaneous and separate exploration and operation of a multilayer well”, which includes launching packer pipes with a disconnector, an electric motor with double-sided shafts into the well, the upper of which is connected with pump, and the bottom with a shut-off valve.

Известен патент РФ №2344274, разработанный ООО НИИ «СибГеоТех» и ООО НТП «Нефтегазтехника», «Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой», способ включает спуск в скважину на колонну труб, по меньшей мере, пакера и двух электропогружных насосов с электродвигателями.Known RF patent No. 2344274, developed by Research Institute SibGeoTech LLC and NTP Neftegaztekhnika LLC, “Method for simultaneous and separate oil production from formations of one well with a submersible pump installation”, the method includes lowering at least a packer into a well on a pipe string and two electric submersible pumps with electric motors.

Эти известные решения являются менее надежными, более затратными, конструктивно сложными и трудно реализуемыми на практике.These known solutions are less reliable, more expensive, structurally complex and difficult to implement in practice.

Целью изобретения является повышение надежности и увеличение эффективности насосной установки при одновременно-раздельной эксплуатации флюида из двух пластов одной скважины.The aim of the invention is to increase the reliability and increase the efficiency of the pumping unit during simultaneous and separate operation of the fluid from two layers of the same well.

Основной технический, технологический результат и экономический эффект от применения изобретения достигаются за счет возможности раздельного исследования параметров пластов с последующей их совместной эксплуатацией с достижением рациональных забойных давлений.The main technical, technological result and economic effect of the application of the invention are achieved due to the possibility of a separate study of the parameters of the layers with their subsequent joint operation with the achievement of rational bottomhole pressures.

Насосная пакерная система включает в себя спущенный в скважину и посаженный между пластами пакер и выше него насосную установку, состоящую из электродвигателя с кабелем, гидрозащиты, телеметрии, нижнего и верхнего насосов с приемными узлами и кожуха с кабельным вводом, верхний конец которого охватывает приемный узел нижнего насоса, а нижний конец расположен ниже электродвигателя.The pump packer system includes a packer lowered into the well and planted between the strata and above it, a pumping unit consisting of an electric motor with cable, hydraulic protection, telemetry, lower and upper pumps with receiving units and a casing with cable entry, the upper end of which covers the lower receiving unit pump, and the lower end is located below the electric motor.

При этом цель изобретения достигается за счет следующих технических решений.The objective of the invention is achieved due to the following technical solutions.

Насосная пакерная система оснащена корпусом и патрубком с боковыми выходными каналами, первый из которых соединен сверху с нижним концом кожуха, а второй связан сверху с электродвигателем и снизу с пакером. При этом патрубок, уплотняясь в корпусе, разобщает полость кожуха от верхнего пласта и сообщает ее через боковые выходные каналы с нижним пластом. Притом патрубок снабжен для флюида нижнего пласта либо регулятором, управляемым электродвигателем, либо расходомером, либо же механическим обратным клапаном.The pump packer system is equipped with a housing and a pipe with lateral output channels, the first of which is connected from above to the lower end of the casing, and the second is connected from above to the motor and from below to the packer. In this case, the nozzle, being compressed in the body, divides the casing cavity from the upper layer and communicates it through the lateral output channels with the lower layer. Moreover, the nozzle is equipped for the fluid of the lower reservoir or a regulator controlled by an electric motor, or a flow meter, or a mechanical check valve.

Верхний насос соединен приемным узлом с нижним насосом, а последний, расположенный над кожухом, соединен приемным узлом с гидрозащитой электродвигателя. При этом приемный узел нижнего насоса выполнен в виде входного модуля или газодиспергатора, а приемный узел верхнего насоса выполнен либо в виде входного модуля, снабженного продольным сквозным внутренним каналом для потока флюида нижнего пласта и отсекателем с боковым входным каналом для потока флюида верхнего пласта, управляемым электрическим, электромагнитным или гидравлическим воздействием, либо в виде входного модуля или газосепаратора, снабженного снизу патрубком с боковыми выходными каналами в затрубе скважины для потока флюида нижнего пласта.The upper pump is connected by the receiving unit to the lower pump, and the latter, located above the casing, is connected by the receiving unit to the hydraulic protection of the electric motor. In this case, the receiving unit of the lower pump is made in the form of an input module or a gas disperser, and the receiving unit of the upper pump is made either in the form of an input module equipped with a longitudinal through internal channel for the flow of fluid from the lower reservoir and a cut-off with a side inlet for the flow of fluid of the upper reservoir controlled by an electric , by electromagnetic or hydraulic action, or in the form of an input module or gas separator, equipped with a bottom pipe with lateral output channels in the borehole for the flow of flui yes lower layer.

Пакер либо выполнен механического действия и установлен путем создания на него, без передачи на кожух, заданной величины осевой нагрузки от массы колонны труб с последующим поддержанием или снятием этой нагрузки после герметичной посадки пакера, либо выполнен гидравлического действия, оснащен разъединителем и установлен между пластами перед спуском насосной установки путем создания внутри пакера избыточного давления, либо выполнен гидродинамического действия и оснащен внутри скважины импульсной трубкой, передающей выкидное давление верхнего насоса в гидроцилиндр пакера, либо же выполнен электрического или электромагнитного действия и оснащен дополнительным кабелем, передающим ток через электродвигатель к пакеру.The packer is either made of mechanical action and installed by creating on it, without transferring to the casing, the specified value of the axial load from the mass of the pipe string with subsequent maintenance or removal of this load after the packer is sealed, or the hydraulic action is performed, equipped with a disconnector and installed between the layers before descent a pump installation by creating excess pressure inside the packer, or it has a hydrodynamic effect and is equipped inside the well with a pulse tube transmitting discharge pressure e of the upper pump into the hydraulic cylinder of the packer, or it is made of electric or electromagnetic action and is equipped with an additional cable that transmits current through the electric motor to the packer.

На фигурах 1-5 приводится компоновка с различными конструктивными исполнениями.In figures 1-5 shows the layout with various designs.

Насосная пакерная система (фиг.1-5) включает в себя спущенный в скважину 1 и посаженный между пластами 2 и 3 пакер 4 (механического, гидравлического, гидродинамического или электрического действия) и выше него насосную установку.The pump packer system (FIGS. 1-5) includes a packer 4 (mechanical, hydraulic, hydrodynamic or electrical action) lowered into the well 1 and set between the layers 2 and 3 and above it a pumping unit.

Насосная установка состоит из электродвигателя 5 с кабелем 6, телеметрии 7, гидрозащиты 8, нижнего 9 и верхнего 10 насосов. При этом нижний насос 9 снабжен приемным узлом 11 в виде входного модуля или газодиспергатора. Верхний насос 10 снабжен приемным узлом 12, выполненным либо в виде входного модуля (фиг.1, 2, 5), снабженного продольным сквозным внутренним каналом 13 для потока флюида нижнего пласта 2 и отсекателем 14 (электрического, электромагнитного или гидравлического действия) с боковым входным каналом 15 для потока флюида верхнего пласта 3, либо в виде входного модуля или газосепаратора (фиг.3,4), снабженного снизу патрубком 16 с боковыми выходными каналами 17 в затрубе 18 скважины 1 для потока флюида нижнего пласта 2. Насосная установка также включает в себя кожух 19 с кабельным вводом 20. Верхний конец кожуха 19 охватывает приемный узел 11 нижнего насоса 9, а нижний его конец расположен ниже электродвигателя 5. Притом кожух 19 жестко соединен снизу с корпусом 21, а электродвигатель 5 снизу жестко связан с патрубком 22, выполненным с боковыми выходными каналами 23. Патрубок 22 (фиг.1-5) снизу связан, прямо или через разъединитель 24 (фиг.3, 4), с пакером 4, причем он, уплотняясь в корпусе 21, разобщает полость 25 кожуха 19 от верхнего пласта 3 и сообщает ее через боковые выходные каналы 23 с нижним пластом 2.The pump installation consists of an electric motor 5 with cable 6, telemetry 7, hydraulic protection 8, lower 9 and upper 10 pumps. In this case, the lower pump 9 is equipped with a receiving unit 11 in the form of an input module or a gas disperser. The upper pump 10 is equipped with a receiving unit 12, made either in the form of an input module (Figs. 1, 2, 5), equipped with a longitudinal through internal channel 13 for the fluid flow of the lower reservoir 2 and a cut-off 14 (electric, electromagnetic or hydraulic action) with a side input channel 15 for the fluid flow of the upper reservoir 3, or in the form of an input module or gas separator (Fig.3,4), equipped with a bottom pipe 16 with lateral output channels 17 in the annulus 18 of the well 1 for the fluid flow of the lower reservoir 2. The pump installation also includes yourself to flop 19 with cable entry 20. The upper end of the casing 19 covers the receiving unit 11 of the lower pump 9, and its lower end is located below the electric motor 5. Moreover, the casing 19 is rigidly connected from below to the housing 21, and the electric motor 5 is rigidly connected from below to the pipe 22 made with lateral output channels 23. A pipe 22 (Figs. 1-5) is connected from below, directly or through a disconnector 24 (Figs. 3, 4), to a packer 4, moreover, it is sealed in the housing 21 and divides the cavity 25 of the casing 19 from the upper layer 3 and communicates it through the lateral output channels 23 with the lower layer 2.

Патрубок 22 снабжен для флюида нижнего пласта 2 либо регулятором 26 (фиг.4), управляемым электродвигателем 5, либо расходомером 27 (фиг.1, 2), либо же механическим обратным клапаном 28 (фиг.3).The pipe 22 is equipped for the fluid of the lower reservoir 2 with either a regulator 26 (Fig. 4) controlled by an electric motor 5, or a flow meter 27 (Figs. 1, 2), or a mechanical check valve 28 (Fig. 3).

Верхний насос 10 соединен приемным узлом 12 с нижним насосом 9, а последний, расположенный над кожухом 19, соединен приемным узлом 11 с гидрозащитой 8 электродвигателя 5.The upper pump 10 is connected to the receiving unit 12 with the lower pump 9, and the latter, located above the casing 19, is connected to the receiving unit 11 with the hydraulic protection 8 of the electric motor 5.

Насосная пакерная система спускается в скважину 1 на колонне труб 29. При этом пакер 4, если выполнен механического действия (фиг.1, 2), то он устанавливается путем создания на него, без передачи на кожух 19, заданной величины (например, 4-6 т) осевой нагрузки от массы колонны труб 29, с последующим поддержанием или снятием этой нагрузки (4-6 т) после герметичной посадки пакера 4. Если пакер 4 выполнен гидравлического действия (фиг.3, 4), то он устанавливается между пластами 2 и 3 перед спуском насосной установки путем создания внутри пакера 4 избыточного давления. Если пакер 4 выполнен гидродинамического действия (фиг.5), то он оснащается внутри скважины 1 импульсной трубкой 30, передающей выкидное трубное давление верхнего насоса 10 к пакеру 4 (то есть в его гидроцилиндр). Если пакер 4 выполнен электрического или электромагнитного действия (фиг.5), то он (то есть его рабочий механизм 31) связывается с электродвигателем 5.The pump packer system is lowered into the well 1 on the pipe string 29. In this case, the packer 4, if mechanical action is performed (Figs. 1, 2), then it is installed by creating on it, without transferring to the casing 19, a predetermined value (for example, 4- 6 t) axial load from the mass of the pipe string 29, with the subsequent maintenance or removal of this load (4-6 t) after the packer 4 is sealed. If the packer 4 is hydraulically operated (Figs. 3, 4), then it is installed between the layers 2 and 3 before starting up the pumping unit by creating inside the packer 4 an excess yes Lenia. If the packer 4 is hydrodynamic (Fig. 5), then it is equipped inside the well 1 with a pulse tube 30, which transfers the discharge pressure of the upper pump 10 to the packer 4 (that is, into its hydraulic cylinder). If the packer 4 is made of electrical or electromagnetic action (figure 5), then it (that is, its working mechanism 31) is associated with the electric motor 5.

Отсекатель 14, если выполнен электрического или электромагнитного действия, то он (то есть его управляемый механизм) либо связывается с кабелем 6 электродвигателя 5 (фиг.5), либо с индивидуальным кабелем 32 (фиг.1). Если отсекатель 14 выполнен гидравлического действия, то он (то есть его гидроцилиндр 33) соединяется с импульсной трубкой 34 (фиг.2).The cutter 14, if performed electrical or electromagnetic action, then it (that is, its controlled mechanism) either communicates with the cable 6 of the electric motor 5 (figure 5), or with an individual cable 32 (figure 1). If the cutter 14 is made hydraulic action, then it (that is, its hydraulic cylinder 33) is connected to the impulse tube 34 (figure 2).

После монтажа скважины 1 через кабель 6 электродвигатель 5 запускается в работу, при этом насосы 9 и 10 функционируют через валы 34 (фиг.1-5). Притом нижний насос 9 откачивает флюид из нижнего пласта 2 через приемный узел 12 (либо по прямому (фиг.2), либо через затруб 18 скважины 1 (фиг.3, 4)) к верхнему насосу 10. А в свою очередь верхний насос 10 откачивает к устью скважины 1 флюид из нижнего 2 и верхнего 3 пластов. При этом нижний насос 9 снижает давление в приемном узле 11 и, соответственно, в забое нижнего пласта до рационального (расчетного) значения, а верхний насос 10 снижает давление в приемном узле 12 и, соответственно, в забое верхнего пласта до значения давления на выходе нижнего насоса 9. Измерение параметров нижнего пласта 2 осуществляется по телеметрии 7 и/или расходомеру 27 в реальном времени через кабель 6 (фиг.1, 2). При необходимости регулировка расхода нижнего пласта 2 проводится регулятором 26, управляемым через кабель 6 электродвигателя 9 (фиг.4). При остановке электродвигателя 9 и, соответственно, насосов 9, 10 обратный переток флюида из верхнего пласта 3 в нижний пласт 2 исключается механическим обратным клапаном 28 (фиг.3). Для исследования параметров нижнего пласта 2 принудительно закрывают отсекатель 14 и, тем самым, исключают приток флюида верхнего пласта 3 в приемный узел 12 верхнего насоса 10 (фиг.1, 2, 5). В этом случае оба насоса 9 и 10 откачивают к устью скважины 1 только флюид из нижнего пласта. А при совместной эксплуатации пластов 2 и 3 снова открывают отсекатель 14 и тем самым обеспечивают добычу флюидов из них.After mounting the well 1 through the cable 6, the electric motor 5 is put into operation, while the pumps 9 and 10 operate through the shafts 34 (Fig.1-5). Moreover, the lower pump 9 pumps the fluid from the lower reservoir 2 through the receiving unit 12 (either in a straight line (Fig. 2) or through the annulus 18 of the well 1 (Figs. 3, 4)) to the upper pump 10. And in turn, the upper pump 10 pumps 1 fluid from the lower 2 and upper 3 layers to the wellhead. In this case, the lower pump 9 reduces the pressure in the receiving unit 11 and, accordingly, in the bottom of the lower formation to a rational (calculated) value, and the upper pump 10 reduces the pressure in the receiving unit 12 and, accordingly, in the bottom of the upper layer to the pressure value at the outlet of the lower pump 9. The measurement of the parameters of the lower layer 2 is carried out by telemetry 7 and / or the flow meter 27 in real time through the cable 6 (Fig.1, 2). If necessary, the adjustment of the flow rate of the lower layer 2 is carried out by the regulator 26, controlled through the cable 6 of the motor 9 (figure 4). When the motor 9 and, accordingly, the pumps 9, 10 are stopped, the backflow of fluid from the upper formation 3 to the lower formation 2 is excluded by the mechanical check valve 28 (Fig. 3). To study the parameters of the lower reservoir 2, the shut-off device 14 is forcibly closed and, thereby, the influx of fluid of the upper reservoir 3 into the receiving unit 12 of the upper pump 10 is excluded (FIGS. 1, 2, 5). In this case, both pumps 9 and 10 pump only the fluid from the lower reservoir to the wellhead 1. And with the joint operation of formations 2 and 3, the shut-off device 14 is again opened and thereby ensure the production of fluids from them.

Claims (1)

Насосная пакерная система для многопластовой скважины, включающая в себя спущенный в скважину и посаженный между пластами пакер и выше него насосную установку, состоящую из электродвигателя с кабелем, гидрозащиты, телеметрии, нижнего и верхнего насосов с приемными узлами и кожуха с кабельным вводом, верхний конец которого охватывает приемный узел нижнего насоса, а нижний конец расположен ниже электродвигателя, отличающаяся тем, что для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов она оснащена корпусом и патрубком с боковыми выходными каналами, первый из которых соединен сверху с нижним концом кожуха, а второй связан сверху с электродвигателем и снизу с пакером, притом патрубок, уплотняясь в корпусе, разобщает полость кожуха от верхнего пласта и сообщает ее через боковые выходные каналы с нижним пластом, причем он снабжен для флюида нижнего пласта либо регулятором, управляемым электродвигателем, либо расходомером, либо же механическим обратным клапаном, при этом верхний насос соединен приемным узлом с нижним насосом, а последний, расположенный над кожухом, соединен приемным узлом с гидрозащитой электродвигателя, притом приемный узел нижнего насоса выполнен в виде входного модуля или газодиспергатора, а приемный узел верхнего насоса выполнен либо в виде входного модуля, снабженного продольным сквозным внутренним каналом для потока флюида нижнего пласта и отсекателем с боковым входным каналом для потока флюида верхнего пласта, управляемым электрическим, электромагнитным или гидравлическим воздействием, либо в виде входного модуля или газосепаратора, снабженного снизу патрубком с боковыми выходными каналами в затрубе скважины для потока флюида нижнего пласта, при этом пакер либо выполнен механического действия и установлен путем создания на него без передачи на кожух заданной величины осевой нагрузки от массы колонны труб с последующим поддержанием или снятием этой нагрузки после герметичной посадки пакера, либо выполнен гидравлического действия, оснащен разъединителем и установлен между пластами перед спуском насосной установки путем создания внутри пакера избыточного давления, либо выполнен гидродинамического действия и оснащен внутри скважины импульсной трубкой, передающей выкидное давление верхнего насоса к пакеру, либо же выполнен электрического или электромагнитного действия и связан с электродвигателем. A pumping packer system for a multilayer well, which includes a packer lowered into the well and set between the layers and pumping unit consisting of an electric motor with cable, hydraulic protection, telemetry, lower and upper pumps with receiving units and a casing with cable entry, the upper end of which covers the receiving unit of the lower pump, and the lower end is located below the electric motor, characterized in that for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs, it is equipped with a housing and a nozzle with lateral passage channels, the first of which is connected from above to the lower end of the casing, and the second is connected from above to the electric motor and from below to the packer, moreover, the nozzle, being sealed in the housing, divides the cavity of the casing from the upper layer and communicates it through the lateral output channels with the lower layer, is equipped for the lower formation fluid with either a regulator controlled by an electric motor, or a flow meter, or a mechanical non-return valve, while the upper pump is connected by a receiving unit to the lower pump, and the last one located above the casing is connected inen by a receiving unit with hydraulic protection of the electric motor, moreover, the receiving unit of the lower pump is made in the form of an input module or a gas disperser, and the receiving unit of the upper pump is made either in the form of an input module equipped with a longitudinal through internal channel for the flow of the fluid of the lower reservoir and a cut-off with a side inlet channel for the flow fluid of the upper reservoir, controlled by electric, electromagnetic or hydraulic action, or in the form of an input module or gas separator, equipped with a bottom pipe with lateral the passages in the annulus of the well for the flow of the fluid of the lower reservoir, the packer either having a mechanical action and installed by creating on it without transmitting to the casing a predetermined value of the axial load from the mass of the pipe string with subsequent maintenance or removal of this load after a tight fit of the packer, or hydraulic action, equipped with a disconnector and installed between the layers before the pump unit is launched by creating excessive pressure inside the packer, or a hydrodynamic action vii and is equipped inside the well with a pulse tube that transmits the discharge pressure of the upper pump to the packer, or it is made of electric or electromagnetic action and is connected to an electric motor.
RU2014114737/03A 2014-04-14 2014-04-14 Pump packer system for multiple-zone well RU2549946C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014114737/03A RU2549946C1 (en) 2014-04-14 2014-04-14 Pump packer system for multiple-zone well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014114737/03A RU2549946C1 (en) 2014-04-14 2014-04-14 Pump packer system for multiple-zone well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2549946C1 true RU2549946C1 (en) 2015-05-10

Family

ID=53293776

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014114737/03A RU2549946C1 (en) 2014-04-14 2014-04-14 Pump packer system for multiple-zone well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2549946C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105909205A (en) * 2016-06-30 2016-08-31 河南科技大学 Novel active hydraulic control packer
RU2614426C1 (en) * 2015-12-31 2017-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Pump unit for products lift along the casing string
RU2699502C1 (en) * 2018-12-03 2019-09-05 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Pump unit for simultaneous-separate operation of two well formations

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1998013579A2 (en) * 1996-09-27 1998-04-02 Baker Hughes Limited Oil separation and pumping systems
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2365744C1 (en) * 2008-01-09 2009-08-27 Василий Александрович Леонов Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (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
RU2488688C1 (en) * 2012-02-17 2013-07-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer cable system for simultaneous and separate investigation and operation of multiple-zone well (versions)

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1998013579A2 (en) * 1996-09-27 1998-04-02 Baker Hughes Limited Oil separation and pumping systems
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2365744C1 (en) * 2008-01-09 2009-08-27 Василий Александрович Леонов Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (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
RU2488688C1 (en) * 2012-02-17 2013-07-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer cable system for simultaneous and separate investigation and operation of multiple-zone well (versions)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614426C1 (en) * 2015-12-31 2017-03-28 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Pump unit for products lift along the casing string
CN105909205A (en) * 2016-06-30 2016-08-31 河南科技大学 Novel active hydraulic control packer
CN105909205B (en) * 2016-06-30 2018-04-10 河南科技大学 A kind of New Active hydraulic control packer
RU2699502C1 (en) * 2018-12-03 2019-09-05 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Pump unit for simultaneous-separate operation of two well formations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2344274C1 (en) Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2014141711A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
CN105019843A (en) Automatic monitoring equipment for annular pressure of oil field gas well
RU96175U1 (en) GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU115408U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL
RU2611786C2 (en) Single packer pump facility for fluid production from two well formations
RU2604897C1 (en) Pump unit for beds in well operation
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2300668C2 (en) Pumping block for well operation (variants)
RU95741U1 (en) HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS)
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU2591061C2 (en) Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions)
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2546218C1 (en) Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU2550613C2 (en) Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180415