RU2550633C1 - Aggregate for dual bed operation in well - Google Patents
Aggregate for dual bed operation in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550633C1 RU2550633C1 RU2014115117/03A RU2014115117A RU2550633C1 RU 2550633 C1 RU2550633 C1 RU 2550633C1 RU 2014115117/03 A RU2014115117/03 A RU 2014115117/03A RU 2014115117 A RU2014115117 A RU 2014115117A RU 2550633 C1 RU2550633 C1 RU 2550633C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channel
- piston
- well
- liner
- installation
- 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 нефтедобывающей промышленности, в частности, к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов.The invention relates to the oil industry, in particular, to downhole pumping units operating several objects simultaneously.
Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов (см. патент РФ №2482267, опубл. 20.05.2013, бюл. №14), содержащая систему регулирования дебитов пластов с помощью золотниковых клапанов с электроприводом.Known pumping unit for simultaneous and separate operation of the reservoirs (see RF patent No. 2482267, publ. 05/20/2013, bull. No. 14), containing a system for regulating the flow rate of the layers using slide valves with electric drive.
Недостатками установки являются высокая сложность из-за наличия дополнительного пакера, двух золотниковых клапанов с электроприводами, низкий к.п.д., так как регулирование дебитов пластов производят штуцированием, низкий срок службы из-за размыва потоком золотников при штудировании.The disadvantages of the installation are the high complexity due to the presence of an additional packer, two spool valves with electric actuators, low efficiency, since the regulation of the flow rates of the layers is done by plating, low service life due to erosion by the flow of spools when studying.
Наиболее близка по своей технической сущности к предлагаемой установка, содержащая электроцентробежный насос, двигатель и входной узел которого помещены в кожух, сообщенный через хвостовик, имеющий несколько каналов, с пластами, разделенными пакерами, а в каждом канале установлен электроклапан для подключения и отключения пластов по сигналу от датчиков давления, установленных в этих каналах (см. патент РФ №2339795, опубл. 27.11.2008, бюл. №39).The closest in its technical essence to the proposed installation contains an electric centrifugal pump, the motor and the inlet of which are placed in a casing communicated through a shank having several channels, with seams separated by packers, and in each channel an electrovalve is installed to connect and disconnect the seams by signal from pressure sensors installed in these channels (see RF patent No. 2339795, publ. 11/27/2008, bull. No. 39).
Недостатком данной установки является сложность конструкции из-за необходимости установки клапана с кабелем для подвода к ним электропитания.The disadvantage of this installation is the design complexity due to the need to install a valve with a cable for supplying power to them.
Техническими задачами, решаемыми предлагаемой установкой, являются упрощение и удешевление конструкции за счет исключения электрических или гидравлических клапанов и линий для управления ими.The technical problems solved by the proposed installation are to simplify and reduce the cost of the design by eliminating the electric or hydraulic valves and lines for controlling them.
Указанные технические задачи решаются установкой для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, пакеры, установленные снаружи хвостовика между пластами и разобщающие скважину на участки, электропогружной насос с обратным клапаном для откачки продукции пластов с входным модулем и электродвигателем, кожух, охватывающий электродвигатель с кабелем и входным модулем и сообщенный с хвостовиком, оснащенным несколькими каналами, каждый из которых сообщен с одним из участков скважины, манометры, функционально связанные с блоком управления установкой, переключающий клапан с корпусом и запорным органом, расположенный ниже кожуха и обеспечивающий сообщение одного из участков скважины с полостью кожуха через соответствующий канал.These technical problems are solved by a unit for simultaneous and separate operation of formations in a well containing a string of lift pipes, a cable, a liner, packers installed outside the liner between the formations and disconnecting the well into sections, an electric submersible pump with a non-return valve for pumping formation products with an input module and an electric motor , a casing enclosing an electric motor with a cable and an input module and communicated with a shank equipped with several channels, each of which is connected to one of the sections wells, manometers, functionally connected with the installation control unit, a switching valve with a body and a shutoff body located below the casing and providing communication of one of the sections of the well with the casing cavity through the corresponding channel.
Новым является то, что переключающий клапан оснащен поршнем с продольным каналом, сообщающим пространство под клапаном с кожухом, а обратный клапан установлен в продольном канале поршня, причем поршень выполнен с возможностью ограниченного продольного перемещения вместе с обратным клапаном вниз под действием перепада давлений в колонне лифтовых труб и канале хвостовика, сообщенном с одним из участков скважины, или вверх под действием потока откачиваемой жидкости, при этом поршень изготовлен с возможностью взаимодействия с исполнительным механизмом, позволяющим поочередно открывать один из каналов хвостовика, перекрывая остальные, при каждом возвратно-поступательном перемещении поршня.New is that the switching valve is equipped with a piston with a longitudinal channel communicating the space under the valve with the casing, and the check valve is installed in the longitudinal channel of the piston, and the piston is made with the possibility of limited longitudinal movement together with the check valve down under the action of the differential pressure in the column of lift pipes and the liner channel in communication with one of the sections of the well, or upward under the action of the pumped fluid flow, while the piston is made with the possibility of interaction with the performer nym mechanism to alternately open one of the shank channel, overlapping the other, for each reciprocating movement of the piston.
Новым является также то, что поршень выполнен подпружиненным вверх.Also new is the fact that the piston is spring loaded upward.
Новым является также то, что исполнительный механизм выполнен в виде цилиндра с замкнутым по периметру фигурным пазом, взаимодействующим со штифтом на втулке запорного органа переключающего клапана.Also new is the fact that the actuator is made in the form of a cylinder with a curly groove closed along the perimeter, interacting with a pin on the sleeve of the shut-off element of the switching valve.
Новым является также то, что запорный орган переключающего клапана выполнен соосно поршню с продольным отверстием, которое сверху сообщено с продольным каналом поршня, а снизу - с одним из каналов хвостовика.Also new is the fact that the shut-off element of the switching valve is made coaxially with the piston with a longitudinal hole, which is communicated from above with the piston longitudinal channel, and from the bottom with one of the shank channels.
Новым является также то, что переключающий клапан выполнен в виде вала с продольным отверстием, которое сверху сообщено с продольным каналом поршня, а в стенках вала выполнены поперечные отверстия с возможностью поочередного сообщения с соответствующим каналом хвостовика при каждом повороте вала, связанного с исполнительным механизмом.It is also new that the switching valve is made in the form of a shaft with a longitudinal hole, which is connected to the longitudinal channel of the piston from above, and transverse holes are made in the shaft walls with the possibility of alternating communication with the corresponding channel of the shank with each rotation of the shaft associated with the actuator.
Сущность изобретения заключается в том, что для привода запорного органа переключающего клапана используют перепад давления между полостью лифтовых труб и полостью канала хвостовика.The essence of the invention lies in the fact that the differential pressure between the cavity of the elevator pipes and the cavity of the channel of the shank is used to drive the shutoff valve of the switching valve.
На фиг.1 показана схема установки, на фиг.2 - вариант схемы установки, на фиг.3 - фигурный паз.Figure 1 shows the installation diagram, figure 2 is a variant of the installation diagram, figure 3 is a figured groove.
Установка на фиг.1 содержит электропогружной насос 1 с входным модулем 2 и электродвигателем 3, к которому через узел герметичного ввода кабеля 4 на кожухе 5 подведен электрический кабель 6, размещенный вдоль колонны лифтовых труб 7, хвостовик 8 с каналами труб 9 и 10, в которых размещены манометры 11, функционально связанные с блоком управления (на чертеже не показан) насосом 1. Каналы 9 и 10 сообщены каждый со своим участком скважины 12, содержащим объекты эксплуатации - (пласт) 13 верхний и нижний 14, разделенные пакером 15. Переключение каналов 9 или 10 осуществляет переключающий клапан 16, включающий корпус 17, подпружиненный вверх пружиной 18, поршень 19 с продольным каналом 20, оснащенным обратным клапаном 21 и выступом 22 в верхней части с канавкой 23, взаимодействующей со штифтом 24 корпуса 17, исполнительный механизм 25 в виде фигурного паза 26 (фиг.3) на нижнем выступе 27 (фиг.1) поршня 19, взаимодействующего со штифтом 28, на втулке 29 запорного органа 30, выполненного с отверстием 31, сообщенным сверху с каналом 20 поршня 19, а снизу - с одним из каналов 9 или 10 хвостовика 18.The installation of FIG. 1 contains an electric submersible pump 1 with an input module 2 and an electric motor 3, to which an electric cable 6, placed along the column of
Установка на фиг.2 содержит те же основные элементы конструкции, что и на фиг.1, но отличается конструкцией исполнения запорного органа 30 клапана 16. К втулке 29 присоединен герметично установленный в корпусе 17 вал 32 с центральным каналом 33, заглушенным пробкой 34 в нижней части.The installation in figure 2 contains the same basic structural elements as in figure 1, but differs in the design of the shut-off element 30 of the valve 16. To the
В вале выполнены два сквозных радиальных отверстия: одно 35 - с возможностью совпадения в одном из положений вала 32 с каналом 10, выполненным радиально в стенке корпуса 17, и другое 36 - с возможностью совпадения в другом положении вала 32 с каналом 9, также выполненным в стенке корпуса 17.Two through radial holes are made in the shaft: one 35 - with the possibility of coincidence in one of the positions of the
Канал 9 сообщен с полостью хвостовика 8.Channel 9 is in communication with the cavity of the shank 8.
Работает установка следующим образом.The installation works as follows.
После запуска электродвигателя 3 (фиг.1), питаемого через кабель 6, введенный через герметичный ввод 4 внутрь кожуха 5 погружной электронасос 1 начинает откачку жидкости, которая из нижнего подпакерного участка скважины 12, сообщенного с пластом 14, поступает через хвостовик 8, канал 9 корпуса 17 переключающего клапана 16, канал 31 запорного органа 30, канал 20 в поршне 19, открыв обратный клапан 21, через полость кожуха 5 и входное устройство 2 на прием насоса 1, которым перекачивается по колонне лифтовых труб 7 на устье (на фиг. не показано) скважины 12 и далее в систему сбора. Канал 9 сообщен через хвостовик 8 с участком скважины 12, находящимся под пакером 15, насос 1 отбирает оттуда жидкость, снижая забойное давление у нижнего пласта 14. При достижении забойным давлением установленной минимальной величины датчик давления 11 дает блоку управления команду на остановку двигателя 3 погружного насоса 1. Поскольку давление жидкости в колонне лифтовых труб 7 больше, чем забойное давление, обратный клапан 21 закрывается, перекрывая канал 20, а поршень 19 под действием этого перепада давлений перемещается вниз. При этом штифт 24, двигаясь по пазу 23 верхнего выступа 22 поршня 19, препятствует вращению поршня 19, а штифт 28 нижнего выступа 27 приводит в действие исполнительный механизм 25, двигаясь по фигурному пазу 26 (фиг.3), он поворачивает втулку запорного органа 30 (фиг.1) на 180°, отверстие 31 которого совмещается с каналом 10.After starting the electric motor 3 (Fig. 1), fed through a cable 6, introduced through a sealed input 4 into the casing 5, the submersible electric pump 1 starts pumping liquid, which from the lower sub-packer section of the
По истечении времени, достаточного для достижения штифтом 28 верхней точки фигурного паза 26 (фиг.3), блок управления запускает двигатель 3 (фиг.1) насоса 1, который через канал 10, отверстие 31, канал 20 перекачивает жидкость из верхнего надпакерного участка скважины 12 и, соответственно, из пласта 13 через лифтовые трубы 7 на устье скважины 12. Обратный клапан 12 открывается, а поршень 19 под действием потока жидкости и пружины 18 возвращается в верхнюю точку, при этом штифт 28 перемещается по фигурному пазу 26 (фиг.3), не вращая втулку 29 (фиг.1), в исходную точку следующей наклонной части фигурного паза 26.After a sufficient time has elapsed for pin 28 to reach the upper point of the figured groove 26 (Fig. 3), the control unit starts the engine 3 (Fig. 1) of pump 1, which, through
Пока насос 1 перекачивает вверх жидкость из верхнего пласта 13, в подпакерной части пласта происходит накопление жидкости из нижнего пласта 14, забойное давление около него растет, а около верхнего пласта 13 забойное давление по мере откачки жидкости снижается.While the pump 1 pumps up liquid from the upper formation 13, in the sub-packer part of the formation, liquid accumulates from the lower formation 14, the bottomhole pressure near it increases, and near the upper formation 13 the bottomhole pressure decreases as the fluid is pumped out.
После достижения забойным давлением верхнего пласта минимальной величины манометр 11 дает команду на остановку двигателя 3. Все повторяется, как и в предыдущем цикле: поршень 19 идет вниз, запорный орган 30 поворачивается на 180°, отверстие 31 совмещается с каналом 9, сообщенным с нижним пластом 14. Затем блок управления запускает двигатель 1, поршень 19 поднимается вверх и все повторяется вновь. Блок управления фиксирует и суммирует время работы насоса 3 по каждому пласту с учетом показаний устьевого расходомера, что позволяет определить объемы добычи по каждому из пластов за сутки или любой другой промежуток времени.After the bottomhole pressure of the upper layer reaches its minimum value, the
Работа установки по фиг.2 немногим отличается от предыдущей. Работа начинается, как показано на фиг.2, с откачки из нижнего пласта 14. При этом жидкость из пласта 14 протекает по хвостовику 8, каналу 9, отверстию 36, каналу 33 вала 32. Пробка 34 препятствует прямому попаданию жидкости из хвостовика в канал 33. После команды манометра 11 и остановки работы насоса 1 и срабатывания всего механизма втулка 29 поворачивает вал 32 на 180° и отверстие 35 совпадает с каналом 10, сообщенным через верхнюю (надпакерную) часть скважины 12 с верхним пластом 13, и при включении двигателя 3 насоса 1 последний начинает откачку жидкости из него.The operation of the installation of figure 2 is slightly different from the previous one. The work begins, as shown in figure 2, with pumping from the lower reservoir 14. In this case, the fluid from the reservoir 14 flows along the shank 8,
При достижении забойных давлений у верхнего пласта 13 минимальной величины верхний манометр 11 дает команду блоку управления на остановку двигателя 3 насоса 1. Происходит переключение клапана 17 снова на откачку из нижнего пласта 13. Затем циклы повторяются.When bottomhole pressures at the upper formation 13 are reached at the minimum value, the
Следует отметить, что показан простейший алгоритм работы установки. Если время достижения минимального забойного давления у пластов сильно отличается, то можно в алгоритм работы блока управления добавить переключение (отключение двигателя), дополнительно производимое при достижении максимальной величины забойного давления у пласта, где происходит накопление.It should be noted that the simplest algorithm of the installation is shown. If the time to reach the minimum bottomhole pressure at the reservoirs is very different, then it is possible to add switching (engine shutdown) to the algorithm of the control unit, additionally performed upon reaching the maximum bottomhole pressure at the reservoir where accumulation occurs.
Например, нижний пласт имеет ограниченный пакером 15 объем накопления, поэтому повышение забойного давления происходит быстрее и, пока идет откачка жидкости из верхнего пласта 13, может несколько раз произойти переключение на нижний пласт 14.For example, the lower layer has an accumulation volume limited by the packer 15, therefore, the increase in bottomhole pressure is faster and, while the fluid is being pumped out of the upper layer 13, switching to the lower layer 14 can occur several times.
Если забойное давление ни у одного из пластов не достигло максимального значения, насос может не включаться до тех пор, пока какой-то из них не достигнет максимальной величины забойного давления.If the bottomhole pressure in none of the layers has reached the maximum value, the pump may not turn on until one of them reaches the maximum bottomhole pressure.
Производительность насоса должна быть выше суммы продуктивности пластов.Pump capacity should be higher than the sum of reservoir productivity.
При работе с большим чем два количеством пластов могут быть алгоритмы и соответственные изменения конструкции установки, обеспечивающие постоянную работу одного из пластов, а другие будут периодически подключаться-отключаться.When working with more than two number of layers, there may be algorithms and corresponding changes in the design of the installation, ensuring the constant operation of one of the layers, while others will periodically be connected-disconnected.
Таким образом, предлагаемая установка позволяет организовать одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких пластов путем поочередной откачки их продукции без использования электрических или гидравлических клапанов и линий для управления ими, что позволяет упростить и удешевить конструкцию в целом.Thus, the proposed installation allows you to organize simultaneous and separate operation of several layers by alternately pumping their products without the use of electric or hydraulic valves and lines to control them, which allows to simplify and reduce the cost of the design as a whole.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014115117/03A RU2550633C1 (en) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Aggregate for dual bed operation in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014115117/03A RU2550633C1 (en) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Aggregate for dual bed operation in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2550633C1 true RU2550633C1 (en) | 2015-05-10 |
Family
ID=53294046
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014115117/03A RU2550633C1 (en) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Aggregate for dual bed operation in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2550633C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2604897C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-20 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Pump unit for beds in well operation |
RU2612416C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Plant for oil production with one pump from different intervals of horizontal wellbore (versions) |
RU2640597C1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-01-10 | ООО НПП "ВМ система" | Method of oil well operation |
RU191707U1 (en) * | 2019-03-01 | 2019-08-19 | Андрей Николаевич Каракуша | DEVICE FOR SEPARATE OPERATION OF LAYERS |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
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) |
EP2372080A2 (en) * | 2010-04-02 | 2011-10-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracturing |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU2498052C2 (en) * | 2011-12-22 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество ОАО "АЛНАС" | Pump assembly for operation of beds in well |
-
2014
- 2014-04-15 RU RU2014115117/03A patent/RU2550633C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
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) |
EP2372080A2 (en) * | 2010-04-02 | 2011-10-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracturing |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU2498052C2 (en) * | 2011-12-22 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество ОАО "АЛНАС" | Pump assembly for operation of beds in well |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2604897C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-20 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Pump unit for beds in well operation |
RU2612416C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Plant for oil production with one pump from different intervals of horizontal wellbore (versions) |
RU2640597C1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-01-10 | ООО НПП "ВМ система" | Method of oil well operation |
RU191707U1 (en) * | 2019-03-01 | 2019-08-19 | Андрей Николаевич Каракуша | DEVICE FOR SEPARATE OPERATION OF LAYERS |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
CN110177945B (en) | Hydraulically driven double-acting positive displacement pump system for withdrawing fluids from an inclined wellbore | |
RU2550633C1 (en) | Aggregate for dual bed operation in well | |
US20190390538A1 (en) | Downhole Solid State Pumps | |
US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2474727C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2443852C2 (en) | Plant for periodic separate production of oil from two beds | |
RU2368764C1 (en) | Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well | |
RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
RU2470144C1 (en) | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU189932U1 (en) | Pump unit for well operation | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU138135U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED HYDROCARBON PRODUCTION | |
RU49895U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS WITH THE POSSIBILITY OF PLASTIC CONTROL FOR THE STATE OF DEVELOPMENT | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
RU2353808C1 (en) | Plant for dual operation of two beds | |
RU2539459C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds |