RU2567249C1 - Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump - Google Patents

Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump Download PDF

Info

Publication number
RU2567249C1
RU2567249C1 RU2014122121/03A RU2014122121A RU2567249C1 RU 2567249 C1 RU2567249 C1 RU 2567249C1 RU 2014122121/03 A RU2014122121/03 A RU 2014122121/03A RU 2014122121 A RU2014122121 A RU 2014122121A RU 2567249 C1 RU2567249 C1 RU 2567249C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
oil
formation
bed
pump
Prior art date
Application number
RU2014122121/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Асгар Маратович Валеев
Валерий Анатольевич Костилевский
Ильдар Шамилевич Гузаиров
Петр Викторович Медведев
Ришат Расулович Хайретдинов
Original Assignee
Асгар Маратович Валеев
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 Асгар Маратович Валеев filed Critical Асгар Маратович Валеев
Priority to RU2014122121/03A priority Critical patent/RU2567249C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2567249C1 publication Critical patent/RU2567249C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry. The method includes extracting the product from the lower bed through an intake spout passing through a packer separating beds, measuring the total production rate and product water cut at a daylight surface, measuring the intake pressure and parameters of the pump performance by means of a telemetric system module installed under a submersible electric pump motor, measuring the downhole pressure of the lower bed by means of a depth gauge connected by a cable with the telemetric system module, closing the product receipt from one of the beds by the hydraulic packer with the transfer of pressure through a tube of a low diameter in order to make measurements of the other bed performance, determining oil and water production rates for the closed bed by subtracting the production rate of the operated bed from the total oil and water production rates. In order to make measurements the bed with the lesser oil production rate is closed by load levelling to the lower part of the flow string that opens an access to a high-pressure fluid from the string through a low-diameter tube to the hydraulic packer due to own weight. Upon the bed closure revolutions of the submersible motor are reduced by a drive frequency-to-current converter in order to maintain the pressure at the suction side equal to the pressure before the closure of the bed. Measurements of oil and water production rates are made at the daylight surface.
EFFECT: improved efficiency of the separate production rate measurement at dual operation of the borehole.
3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. При одновременно-раздельной эксплуатации скважины необходим раздельный учет дебита каждого пласта, обводненности жидкостей, забойных и пластовых давлений обоих пластов.The invention relates to the oil industry for oil production in deposits with significant differences in the parameters of the reservoir. With simultaneous and separate operation of the well, separate accounting of the flow rate of each formation, water cut of liquids, bottomhole and formation pressures of both layers is necessary.

Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер /1/. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройства является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.For simultaneous and separate operation of the well (ORE) with ESP, installations are used in which the selection of products of the lower reservoir is made by the receiving pipe of the pump passing through the packer / 1 /. The receiving pipe has a telescopic connector to prevent loads on the pump housing when the packer is planted and equipment is in operation. The disadvantage of the operation of the device is the lack of the possibility of separate accounting for the production of layers.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти /2/. Для раздельного учета добычи нефти производится перекрытие проходного сечения приемного патрубка установки запорным органом, приводимым в движение сжатым газом, поступающим по трубке малого диаметра с дневной поверхности. После перекрытия патрубка производят остановку УЭЦН и запись кривой восстановления давления верхнего пласта. Дебит верхнего пласта определяют расчетным путем измерением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины.Known borehole pumping unit for simultaneous and separate oil production / 2 /. For separate accounting of oil production, the passage section of the installation inlet is blocked by a shut-off body, driven by compressed gas supplied through a small-diameter pipe from the day surface. After the pipe is shut off, the ESP is stopped and the pressure recovery curve of the upper reservoir is recorded. The flow rate of the upper reservoir is determined by calculation by measuring the dynamic level of fluid in the annulus immediately after stopping the well.

Недостаток такого способа состоит в необходимости остановки скважины для измерений, что связано с потерями в добыче нефти и изменениями притока жидкости к забою.The disadvantage of this method is the need to stop the well for measurements, which is associated with losses in oil production and changes in fluid flow to the bottom.

Известно устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /3/. Раздельный учет продукции двух пластов производится перекрытием приемного патрубка насоса или затрубного пространства с помощью пакеров, в которые подается сжатый газ по трубке малого диаметра с устья скважины. В период перекрытия производится замер продукции работающего пласта.A device for separate measurement of products at the same time-separate operation of the well, equipped with an electric centrifugal pump / 3 /. Separate accounting of the production of two layers is done by blocking the pump inlet or the annulus with the help of packers, into which compressed gas is supplied through a small diameter pipe from the wellhead. During the overlap period, production of the working formation is measured.

Недостаток устройства состоит в необходимости спуска трубки малого диаметра от устья на всю глубину спуска насоса, что связано с большими рисками повреждения трубки не только при спуске оборудования, но и в период работы насоса.The disadvantage of this device is the necessity of lowering the tube of small diameter from the mouth to the entire depth of the descent of the pump, which is associated with high risks of damage to the tube not only during the descent of the equipment, but also during the operation of the pump.

Наиболее близким к предлагаемому является способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /4/. Суть способа состоит в остановке скважины и перекрытии поступления продукции нижнего пласта через приемный патрубок за счет снижения давления на запорный орган в этом патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне насосно-компрессорных труб, а обводненность продукции нижнего пласта определяют по глубинам расположения уровней раздела фаз в приемном патрубке насоса после расслоения трехфазной продукции в период остановки насоса.Closest to the proposed is a method for simultaneous and separate operation of a waterlogged well equipped with an electric centrifugal pump / 4 /. The essence of the method consists in stopping the well and blocking the inflow of production of the lower layer through the receiving pipe by reducing pressure on the shut-off element in this pipe, hydraulically connected to the section of the pressure line between the pump discharge and the check valve in the tubing string, and the water cut of the lower formation determined by the depths of the levels of the phase separation in the receiving pipe of the pump after separation of the three-phase products during the pump stop.

Способ, выбранный в качестве прототипа, обладает тем же недостатком, состоящим в необходимости остановки электроцентробежного насоса на период проведения измерений.The method selected as a prototype has the same drawback consisting in the need to stop the electric centrifugal pump for the period of measurements.

Технической задачей предложенного способа является использование для отключения одного из пластов высокого давления жидкости в нижней части колонны насосно-компрессорных труб при сохранении условий дренирования нефти из оставшегося работающего пласта.The technical task of the proposed method is to use to shut off one of the high pressure formations of the liquid in the lower part of the tubing string while maintaining the drainage conditions of the oil from the remaining working formation.

Поставленная техническая задача решается тем, что в известном способе, включающем отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины в прием насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравличекого пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта, согласно изобретению для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер, а после перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта, после чего производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности.The stated technical problem is solved by the fact that in the known method, including the selection of production of the lower reservoir through the receiving pipe passing through the packer separating the reservoirs, entering it in a mixture with the production of the upper reservoir from the overpacker zone of the well to the pump intake, measuring the total flow rate of the fluid and its water cut on the day surface, measuring the pressure at the inlet and pump operation parameters using the telemetry system module installed under the submersible pump motor, measuring the bottom hole pressure formation using a depth gauge connected by a cable to the telemetry system module, shutting off the production of one of the layers using a hydraulic packer with transmitting pressure through a small diameter pipe to measure the parameters of the other formation, determining the oil and water flow rates of the blocked formation by subtracting from the total production rates of oil and water wells production rates of the working formation, according to the invention for measurements, the overlap of the formation with a lower oil production rate is carried out by lowering the load the lower part of the tubing string, which, due to its own weight, opens up the access of high-pressure fluid from the tubing string through a small-diameter pipe to the hydraulic packer, and after the formation is shut off, the submersible motor is reduced in speed by the electric drive current frequency converter to maintain the pressure at the pump intake equal to the pressure before the overlap of the reservoir, after which the production rates of oil and water on the surface are measured.

На рис. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации способа при временном отключении нижнего пласта (рис. 1), верхнего пласта (рис. 2), а также узла отключения пластов в нижней части колонны труб 2 (рис. 3).In fig. Figures 1, 2 and 3 show the implementation diagrams of the method for temporary shutdown of the lower layer (Fig. 1), the upper layer (Fig. 2), and also the shutdown unit in the lower part of the pipe string 2 (Fig. 3).

В скважину 1 (рис. 1) на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена электроцентробежная установка, состоящая из основного насоса 3, погружного электродвигателя 4, нижней секции 5 рабочих колес с отверстиями в корпусе для выхода жидкости, полого блока 6 телеметрической системы (ТМС). К нижней секции 5 рабочих колес подсоединен приемный патрубок 7, проходящий через пакер 8, разделяющий верхний 9 и нижний 10 продуктивные пласты. Внутри приемного патрубка 7 размещен гидравлический пакер 11 (на рис. 2 показан случай размещения пакера 11 с наружной стороны патрубка 7). Блок ТМС 6 геофизическим кабелем 12 соединен с глубинным манометром 13, расположенным в интервале перфорации нижнего 10. Гидравлический пакер 11 соединен трубкой малого диаметра 14 с узлом переключения пластов, расположенным в нижней части колонны труб 2. Трубка 14 проходит с наружной стороны насоса. Узел переключения пластов включает груз 15, спускаемый в колонну труб 2 с устья на скребковой проволоке через лубрикатор (на рис. 1 и 2 не показан). Трубка малого диаметра 14 проходит через защитный кожух 17 и отверстие 18 в колонне труб 2. Ниже отверстия 18 в колонне 2 выполнено отверстие 19. Основным элементом узла отключения является подвижный плунжер 16 с кольцевой выемкой 22, герметично расположенный в трубах 2. Плунжер 16 снизу поджат пружиной 20, опирающейся на кольцевой выступ (упор) 21 в трубах 2. Вертикальные перемещения плунжера 16 ограничены стопорным болтом 23, входящим в выемку 22. В рабочем положении отверстия 18 и 19 не выходят за пределы выемки 22 плунжера 16. Над сбивным клапаном 20 установлен упор 22 для пружины 23, на которую опирается плунжер 24 со ступенчатой выемкой 25 на внешней поверхности. Крайние верхнее и нижнее положения плунжера ограничены стопорным винтом 26. Узел переключения пластов расположен в трубах 2 непосредственно над обратным 24 и сбивным 25 клапанами. Приемный патрубок 7 имеет телескопический разъем 26 для компенсации вибраций и устранения нагрузок на пакер 8 при спуске и работе насоса. Вход геофизического кабеля 12 в приемный патрубок 7 выполнен ниже пакера 11 в случае, показанном на рис. 1, и выше пакера 11, показанного на рис. 2.An electric centrifugal unit was launched into the well 1 (Fig. 1) on the tubing string 2, consisting of the main pump 3, the submersible electric motor 4, the lower section 5 of the impellers with holes in the housing for fluid outlet, the hollow unit 6 of the telemetry system (TMS) . To the lower section 5 of the impellers is connected to the receiving pipe 7, passing through the packer 8, separating the upper 9 and lower 10 productive formations. A hydraulic packer 11 is placed inside the receiving pipe 7 (Fig. 2 shows the case of placing the packer 11 on the outside of the pipe 7). The TMC block 6 is connected by a geophysical cable 12 to a deep gauge 13 located in the perforation interval of the lower 10. The hydraulic packer 11 is connected by a small diameter pipe 14 to the formation switching unit located in the lower part of the pipe string 2. The pipe 14 extends from the outside of the pump. The formation switching unit includes a load 15, lowered into the pipe string 2 from the mouth on a scraper wire through a lubricator (not shown in Figs. 1 and 2). The small-diameter tube 14 passes through the protective casing 17 and the hole 18 in the pipe string 2. Below the hole 18 in the pipe 2, the hole 19 is made. The main element of the shutdown unit is a movable plunger 16 with an annular recess 22, hermetically located in the pipes 2. The plunger 16 is pressed from below spring 20, resting on an annular protrusion (emphasis) 21 in the pipes 2. The vertical movements of the plunger 16 are limited by a locking bolt 23, which enters the recess 22. In the working position, the holes 18 and 19 do not extend beyond the recess 22 of the plunger 16. Over the knockdown valve 20 installed N abutment 22 for the spring 23, which rests on the plunger 24 with a stepped recess 25 on the outer surface. The extreme upper and lower positions of the plunger are limited by a locking screw 26. The formation switching unit is located in the pipes 2 directly above the return 24 and the downstream 25 valves. The receiving pipe 7 has a telescopic connector 26 for compensating for vibrations and eliminating the loads on the packer 8 during the descent and operation of the pump. The input of the geophysical cable 12 into the receiving pipe 7 is made below the packer 11 in the case shown in Fig. 1 and above packer 11 shown in Fig. 2.

Блок ТМС позволяет измерять давления жидкости как на приеме УЭЦН, так и на забое нижнего пласта.The TMS unit allows you to measure fluid pressure both at the ESP unit and at the bottom of the lower reservoir.

Пакер 11 содержит упругую оболочку, которая под избыточным давлением изнутри растягивается и, прижимаясь к трубам, герметизирует приемный патрубок 7 (рис. 1) или затрубное пространство (рис. 2). При сбросе избыточного давления упругая оболочка возвращается в прежнее положение и обеспечивает проток жидкости соответственно через приемный патрубок или затрубное пространство.The packer 11 contains an elastic shell, which is stretched under internal pressure and, pressing against the pipes, seals the receiving pipe 7 (Fig. 1) or annulus (Fig. 2). When overpressure is released, the elastic shell returns to its previous position and provides a flow of fluid, respectively, through the receiving pipe or annulus.

Место установки пакера 11 зависит от расположения высоконапорного пласта с большим дебитом. При верхнем расположении этого пласта пакер 14 устанавливается внутри приемного патрубка 7 (рис. 1), в противном случае - снаружи его (рис. 2).The installation location of the packer 11 depends on the location of the high-pressure formation with a large flow rate. With the upper location of this layer, the packer 14 is installed inside the receiving pipe 7 (Fig. 1), otherwise - outside it (Fig. 2).

Способ раздельного замера продукции пластов при верхнем расположении высоконапорного пласта (рис. 1) осуществляется следующим образом. Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 8 с нижней частью приемного патрубка 7 и внешним цилиндром телескопического разъема 26 на верхнем конце. Далее в скважину спускают электроцентробежную установку с верхней частью патрубка 7 и внутренним цилиндром телескопического разъема 26 на конце, гидравлическим пакером 11, глубинным манометром 13, подвешенным к насосу геофизическим кабелем 12. При спуске внутренний цилиндр телескопического разъема 26 входит во внешний, обеспечивая герметичность патрубка 7. При этом глубинный манометр 13, войдя во внутрь нижней части патрубка 7, проходит по нему до кровли нижнего пласта 10.The method of separate measurement of formation products at the upper location of a high-pressure formation (Fig. 1) is as follows. First, a packer 8 is installed in the well 1 with the lower part of the receiving pipe 7 and the outer cylinder of the telescopic connector 26 at the upper end. Next, an electric centrifugal installation is lowered into the well with the upper part of the nozzle 7 and the inner cylinder of the telescopic connector 26 at the end, a hydraulic packer 11, a depth gauge 13 suspended from the pump by a geophysical cable 12. When lowering, the inner cylinder of the telescopic connector 26 enters the outer cylinder, ensuring the tightness of the nozzle 7 In this case, the depth gauge 13, having entered the inside of the lower part of the pipe 7, passes through it to the roof of the lower layer 10.

После спуска установка включается в работу. Нижняя секция 5 насоса производит откачку продукции нижнего пласта 10 через приемный патрубок 7. Эта продукция выходит в ствол скважины через отверстия в корпусе насоса и, смешиваясь с продукцией верхнего пласта 9, входит в приемный модуль насоса 3 и откачивается по колонне труб 2 на дневную поверхность. При этом эластичная оболочка пакера 11 находится в сжатом состоянии и обеспечивает свободный доступ жидкости пласта 10 к приему нижней секции 5 насоса. В этот период эксплуатации УЭЦН производятся замеры дебитов нефти и воды скважины на дневной поверхности, а также забойного давления пласта 10 и давления на приеме УЭЦН, которое пересчитывается на забойное давление пласта 9 по средней плотности жидкости на участке от приема УЭЦН до кровли пласта 9.After the descent, the installation is included in the work. The lower section 5 of the pump pumps out the products of the lower formation 10 through the receiving pipe 7. These products enter the wellbore through the holes in the pump housing and, mixed with the products of the upper formation 9, enter the receiving module of the pump 3 and are pumped through the pipe string 2 to the day surface . In this case, the elastic shell of the packer 11 is in a compressed state and provides free access to the fluid of the formation 10 to the reception of the lower section 5 of the pump. During this period of operation of the ESP, the oil and water production rates of the well are measured on the day surface, as well as the bottomhole pressure of the formation 10 and the pressure at the reception of the ESP, which is calculated on the bottomhole pressure of the formation 9 according to the average fluid density in the area from the reception of the ESP to the roof of the formation 9.

Для проведения раздельного замера продукции пластов 9 и 10 производят спуск в колонну труб 2 при работающем насосе 3 груза 15, который своим весом отжимает плунжер 16 вниз до упора, сжав пружину 20 и сообщив полость колонны труб 2 с трубкой малого диаметра 14. После этого жидкость под высоким давлением из колонны труб 2 поступит по трубке 14 в гидравлический пакер 11 и, разжав упругую оболочку пакера, перекроет приемный патрубок 7. При этом отверстие 19 в трубах 2 будет продолжать оставаться перекрытым плунжером 16.To conduct separate measurements of the products of formations 9 and 10, the load 15 is lowered into the pipe string 2 with the pump 3 operating, which pushes the plunger 16 down to the stop, compressing the spring 20 and communicating the cavity of the pipe string 2 with a small diameter tube 14. After this, the liquid under high pressure from the pipe string 2 will enter through the tube 14 into the hydraulic packer 11 and, having unclenched the elastic shell of the packer, will block the receiving nozzle 7. In this case, the hole 19 in the pipes 2 will continue to be blocked by the plunger 16.

После отключения таким образом нижнего пласта насос 3 начнет откачивать только продукцию верхнего пласта 9. Динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины начнет понижаться. Для сохранения дебита верхнего пласта будет необходимо сохранение давления на приеме насоса прежним, который был до отключения нижнего пласта. С этой целью производят корректировку (снижение) оборотов вала насоса преобразователем частоты тока электропривода насоса с контролем давления на приеме с помощью ТМС. Поддержание давления на приеме насоса прежним позволяет отбирать из скважины жидкость с дебитом, который соответствовал дебиту верхнего пласта до отключения нижнего. После выхода скважины на стационарный режим работы производятся измерения дебита и обводненности на поверхности. Полученные значения будут соответствовать параметрам верхнего пласта. Параметры нижнего пласта рассчитываются вычитанием полученных значений от суммарных значений выполненных ранее измерений.After shutting down the lower formation in this way, the pump 3 will start pumping out only the products of the upper formation 9. The dynamic liquid level in the annulus of the well will begin to decrease. To maintain the flow rate of the upper reservoir, it will be necessary to maintain the pressure at the pump inlet the same as before the shutdown of the lower reservoir. To this end, adjust (decrease) the speed of the pump shaft by the frequency converter of the electric current of the pump with pressure control at the reception using TMS. Maintaining the pressure at the pump intake as before allows you to take fluid from the well with a flow rate that corresponded to the flow rate of the upper reservoir until the lower shutdown. After the well has entered a stationary mode of operation, flow rates and water cut on the surface are measured. The obtained values will correspond to the parameters of the upper layer. The parameters of the lower layer are calculated by subtracting the obtained values from the total values of previously performed measurements.

При нижнем расположении высоконапорного пласта (рис. 2) пакер 11 перекрывает верхний пласт 9. В остальном реализация способа осуществляется аналогичным образом. При этом перекрытие верхнего пласта позволяет замерить дебиты нижнего пласта, а дебиты верхнего определяют расчетным путем.With the lower location of the high-pressure formation (Fig. 2), the packer 11 overlaps the upper formation 9. Otherwise, the implementation of the method is carried out in a similar way. In this case, the overlap of the upper layer allows you to measure the flow rate of the lower layer, and the flow rate of the upper layer is determined by calculation.

После проведения измерений груз 15 извлекают из колонны труб 2 и установку возвращают в прежний режим работы увеличением числа оборотов вала насоса преобразователем частоты тока станции управления. При этом избыточное давление из пакера 11 через трубку 15 и отверстие 19 стравится в скважину благодаря тому, что давление внутри пакера соответствовало давлению в колонне труб 2, а давление в скважине - давлению на приеме насоса. Поэтому упругая оболочка пакера сожмется, примет прежнюю форму и обеспечит пропуск жидкости через патрубок 7 или затрубное пространство скважины.After the measurements, the load 15 is removed from the pipe string 2 and the installation is returned to its previous mode of operation by increasing the number of revolutions of the pump shaft by the frequency converter of the current control station. In this case, the overpressure from the packer 11 through the pipe 15 and the hole 19 will flow into the well due to the fact that the pressure inside the packer corresponds to the pressure in the pipe string 2, and the pressure in the well corresponds to the pressure at the pump inlet. Therefore, the elastic shell of the packer will be compressed, take the previous shape and ensure the passage of fluid through the pipe 7 or the annulus of the well.

В предложенном способе необходимость перекрытия низконапорного пласта вызвана возможностью доведения подачи УЭЦН до значения дебита высоконапорного пласта небольшим изменением частоты тока электропривода, что может оказаться невозможным при перекрытии высоконапорного пласта.In the proposed method, the need to shut off the low-pressure formation is caused by the possibility of bringing the ESP flow rate to the flow rate of the high-pressure formation by a small change in the frequency of the electric drive current, which may not be possible when the high-pressure formation is closed.

Способ осуществляется аналогичным образом и в случае спуска в скважину обычного насоса без дополнительной нижней ступени 5. Выполнение плунжера 16 с максимальным приближением внутреннего диаметра к диаметру колонны труб 2 позволяет без осложнений сбрасывать в трубы 2 обычный груз (лом) и сбивать клапан 25 для слива жидкости из труб 2 при подъеме оборудования.The method is carried out in a similar way in the case of the descent of a conventional pump into the well without an additional lower stage 5. The execution of the plunger 16 with the maximum approximation of the inner diameter to the diameter of the pipe string 2 allows to dump normal cargo (scrap) into the pipes 2 and bring down the valve 25 to drain the liquid from pipes 2 when lifting equipment.

Технико-экономическим преимуществом заявляемого способа является обеспечение надежности технологии перекрытия пластов.The technical and economic advantage of the proposed method is to ensure the reliability of the technology of overlapping layers.

ЛитератураLiterature

1. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. БИ №26.1. RF patent No. 120407 for utility model. Installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate operation of oil wells. Claim 04/10/2012. Publ. 09/20/2012. BI No. 26.

2. Патент РФ №2503802 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 10.01.2014. БИ №1.2. RF patent No. 2503802 C1. Well pumping unit for simultaneous and separate oil production. Claim 07/30/2012. Publ. 01/10/2014. BI No. 1.

3. Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Решение о выдаче патента на полезную модель по заявке №2013158564/03(091235) от 27.12.2013 г.3. A device for separate measurement of products during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump. The decision to grant a patent for a utility model by application No. 2013158564/03 (091235) dated 12/27/2013.

4. Патент РФ №2513796. Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 06.12.2012. Опубл. 20.04.2014. БИ №11.4. RF patent No. 2513796. The method of simultaneous and separate operation of a waterlogged well equipped with an electric centrifugal pump. Claim 12/06/2012. Publ. 04/20/2014. BI No. 11.

Claims (1)

Способ раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающий отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины в прием насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта, отличающийся тем, что для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер, а после перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта, после чего производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. A method of separate production measurement during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump, including the selection of the bottom formation products through a receiving pipe passing through a packer separating the layers, its mixture with the products of the upper formation from the over-packer zone of the well to the pump reception, measuring the total production rate liquid and its water cut on the surface, measuring pressure at the intake and pump operation parameters using the telemetry system module installed under the submersible pump electric motor, pressure measurement at the bottom of the bottom formation using a depth gauge connected by a cable to the telemetry system module, shutting off the production of one of the layers using a hydraulic packer with pressure transmission through a small diameter pipe to measure the parameters of the other formation, determining oil flow rates and water of the blocked formation by subtracting from the total oil and water production rates of the well the production rate of the working formation, characterized in that for conducting measurements Digging the reservoir with a lower oil rate is carried out by lowering the cargo to the lower part of the tubing string, which, due to its own weight, opens the access of high pressure fluid from the tubing string through the small diameter pipe to the hydraulic packer, and after shutting down the reservoir, the RPM is reduced by the current frequency converter an electric drive to maintain pressure at the pump inlet equal to the pressure until the formation is shut off, after which oil and water flow rates are measured on the surface.
RU2014122121/03A 2014-05-30 2014-05-30 Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump RU2567249C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) 2014-05-30 2014-05-30 Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) 2014-05-30 2014-05-30 Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2567249C1 true RU2567249C1 (en) 2015-11-10

Family

ID=54536950

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) 2014-05-30 2014-05-30 Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2567249C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2797149C1 (en) * 2022-12-09 2023-05-31 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for separate examination of two formations in their simultaneous and separate operation by one well

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU118681U1 (en) * 2012-02-17 2012-07-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL
RU124744U1 (en) * 2012-06-14 2013-02-10 Марат Давлетович Валеев INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)
RU2503802C1 (en) * 2012-07-30 2014-01-10 Марат Давлетович Валеев Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2513796C1 (en) * 2012-12-06 2014-04-20 Марат Давлетович Валеев Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU118681U1 (en) * 2012-02-17 2012-07-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL
RU124744U1 (en) * 2012-06-14 2013-02-10 Марат Давлетович Валеев INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)
RU2503802C1 (en) * 2012-07-30 2014-01-10 Марат Давлетович Валеев Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2513796C1 (en) * 2012-12-06 2014-04-20 Марат Давлетович Валеев Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2797149C1 (en) * 2022-12-09 2023-05-31 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for separate examination of two formations in their simultaneous and separate operation by one well

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)
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2576729C1 (en) Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions)
RU2405925C1 (en) Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs
RU2550633C1 (en) Aggregate for dual bed operation in well
RU2485293C1 (en) Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2604897C1 (en) Pump unit for beds in well operation
RU2567249C1 (en) Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
CN114856495B (en) Underground device for testing gas water production profile of coal bed gas combined well
RU2436939C1 (en) Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU2300668C2 (en) Pumping block for well operation (variants)
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU2498052C2 (en) Pump assembly for operation of beds in well
RU2440514C1 (en) Oil-well pumping unit
RU90121U1 (en) INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL

Legal Events

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

Effective date: 20160531