RU2576729C1 - Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) - Google Patents
Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2576729C1 RU2576729C1 RU2014154511/03A RU2014154511A RU2576729C1 RU 2576729 C1 RU2576729 C1 RU 2576729C1 RU 2014154511/03 A RU2014154511/03 A RU 2014154511/03A RU 2014154511 A RU2014154511 A RU 2014154511A RU 2576729 C1 RU2576729 C1 RU 2576729C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- hydraulic
- shut
- installation
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Check Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов (пластов или залежей) одной скважиной на месторождениях углеводородов, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами.The invention relates to the field of oil production, in particular to devices for simultaneous and separate operation of several production facilities (formations or deposits) by one well in hydrocarbon deposits, including those with hard to recover reserves.
Из уровня техники известна Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (патент РФ №2513896), которая содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), размещенную в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, установленный выше пакера и ниже верхнего пласта, электрический погружной кабель, проходящий через пакер, и регулирующее запорно-перепускное устройство, последнее выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в пакере и ограниченном с торцов муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины. Верхней муфтой корпус устройства сопряжен с НКТ на уровне выше гравийно-песчаной набивки в межтрубном пространстве выше пакера. Нижней муфтой корпус соединен с насосом посредством трубчатого переходника. В верхней муфте выполнено отверстие, в котором установлен ниппель с упором в торец гнезда, выполненного в нижней муфте, образующие с корпусом канал для прохода флюида из полости трубчатого переходника в НКТ через продольные каналы муфт, для чего на ниппеле установлены две пары манжет. В ниппеле установлена запорная игла с электроприводом. В ниппеле выполнены окна, сообщающиеся с радиальными каналами верхней муфты через проточку, выполненную снаружи ниппеля на уровне окон. Технический результат заключается в исключении влияния депрессии верхнего пласта на возможность регулируемого отбора флюида, в зависимости от перепада давлений в пластах.The prior art Installation for simultaneous and separate operation of two layers of a single well (RF patent No. 2513896), which contains a tubing string located in the casing of the well, forming the annulus, packer, deep electric drive pump installed above packer and below the upper layer, an electric immersion cable passing through the packer and regulating shut-off and bypass device, the latter is made in a cylindrical housing installed in the packer and limited to the ends of the couplings of the cross flow of fluids from the strata of the well. The upper sleeve of the device housing is connected to the tubing at a level above the gravel-sand packing in the annulus above the packer. The lower coupling of the housing is connected to the pump by means of a tubular adapter. An opening is made in the upper sleeve, in which a nipple is installed with an emphasis on the end of the socket made in the lower sleeve, forming a channel with the housing for the passage of fluid from the cavity of the tubular adapter into the tubing through the longitudinal channels of the couplings, for which two pairs of cuffs are installed on the nipple. The nipple is equipped with an electric shut-off needle. Windows are made in the nipple, communicating with the radial channels of the upper coupling through a groove made outside the nipple at the window level. The technical result consists in eliminating the influence of depression of the upper reservoir on the possibility of controlled fluid selection, depending on the pressure drop in the reservoirs.
Недостатком указанной известной установки является невозможность задания режима работы оборудования, когда рабочее забойное давление верхней залежи больше рабочего забойного давления нижней залежи при совместной эксплуатации одним насосом, т.к. жидкость с верхней залежи напрямую поступает в насос. Так, для случая, когда необходимо создать забойное давление для нижней залежи с динамическим уровнем ниже верхней залежи, то насос необходимо соответственно расположить ниже верхней залежи, но при этом по верхней залежи нельзя допустить снижение этого же динамического уровня ниже верхней залежи.The disadvantage of this known installation is the impossibility of setting the operating mode of the equipment when the working bottomhole pressure of the upper reservoir is greater than the working bottomhole pressure of the lower reservoir during joint operation with one pump, because liquid from the upper reservoir directly enters the pump. So, for the case when it is necessary to create bottomhole pressure for the lower reservoir with a dynamic level below the upper reservoir, the pump must be positioned accordingly below the upper reservoir, but at the same time, the same dynamic level cannot be allowed to decrease below the upper reservoir.
Также известно оборудование для одновременно раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, в гидравлический канал которого установлен клапан-отсекатель, переключение положений которого производится созданием перепада давления, а контроль смены положения производится по изменению давления на приеме насоса (Патент РФ №131074). При этом в преимущественном варианте исполнения известного оборудования в гидравлическом канале клапана-отсекателя встроен регулятор расхода жидкости для ограничения поступающей жидкости из нижнего пласта в насос.It is also known equipment for simultaneously separate research and operation of several formations separated by a packer in the wellbore, into the hydraulic channel of which a shut-off valve is installed, the switching of which is done by creating a differential pressure, and the change of position is controlled by changing the pressure at the pump inlet (RF Patent No. 131074). Moreover, in an advantageous embodiment of the known equipment, a fluid flow regulator is integrated in the hydraulic channel of the shutoff valve to limit the flow of fluid from the lower reservoir to the pump.
Однако указанная известная конструкция имеет следующий недостаток: не подходит для случая, когда надо ограничить расход (приток жидкости) и/или обеспечить большее рабочее забойное давление для верхней залежи относительно нижней залежи, т.к. жидкость с верхней залежи напрямую поступает в насос. Так, для случая, когда необходимо создать забойное давление для нижней залежи с динамическим уровнем ниже верхней залежи, то насос необходимо соответственно расположить ниже верхней залежи, но при этом по верхней залежи нельзя допустить снижение этого же динамического уровня ниже верхней залежи. А в известной конструкции этого не предусмотрено.However, this known design has the following disadvantage: it is not suitable for the case when it is necessary to limit the flow rate (fluid flow) and / or provide a greater working bottomhole pressure for the upper reservoir relative to the lower reservoir, because liquid from the upper reservoir directly enters the pump. So, for the case when it is necessary to create bottomhole pressure for the lower reservoir with a dynamic level below the upper reservoir, the pump must be positioned accordingly below the upper reservoir, but at the same time, the same dynamic level cannot be allowed to decrease below the upper reservoir. But in a known design this is not provided.
Из уровня техники известна установка для одновременно-раздельной разработки двух эксплуатационных объектов одной скважиной (патент РФ №115408), которая включает в себя средство изоляции (пакер) эксплуатационных объектов друг от друга; первый канал, гидравлически соединенный с первой залежью; второй канал, гидравлически соединенный со второй залежью. Известная установка отличается тем, что первый клапан-отсекатель, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через первый канал и изменения своего состояния при воздействии на него первого управляющего сигнала; второй клапан-отсекатель, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через второй канал и изменения своего состояния при воздействии на него второго управляющего сигнала; при этом первый и второй каналы гидравлически соединены с объемом колонны обсадных труб, и по меньшей мере, один из первого и второго клапанов-отсекателей снабжен средством фиксации.The prior art installation for simultaneous-separate development of two production facilities by one well (RF patent No. 115408), which includes a means of isolation (packer) of production facilities from each other; a first channel hydraulically connected to the first reservoir; a second channel hydraulically connected to the second reservoir. The known installation is characterized in that the first shut-off valve, configured to shut off and pass the fluid flow through the first channel and change its state when exposed to the first control signal; a second shutoff valve configured to shut off and pass the fluid flow through the second channel and change its state when a second control signal is applied to it; wherein the first and second channels are hydraulically connected to the volume of the casing string, and at least one of the first and second shutoff valves is provided with fixation means.
Основной недостаток известной установки заключается в том, что при ее работе невозможно обеспечить большее рабочее забойное давление для верхней залежи относительно нижней залежи, т.к. данная установка позволяет создавать давление для верхней залежи выше, чем по нижней, но не позволяет это сделать когда требуемое забойное давление для нижней залежи характеризуется динамическим уровнем ниже верхней залежи, т.е. для его обеспечения необходимо разместить насос ниже верхней залежи, а это по №115408 невозможно, «мешает» верхний пакер.The main disadvantage of the known installation is that during its operation it is impossible to provide a greater working bottomhole pressure for the upper reservoir relative to the lower reservoir, because This setting allows you to create a pressure for the upper reservoir higher than the lower one, but does not allow this when the required bottomhole pressure for the lower reservoir is characterized by a dynamic level below the upper reservoir, i.e. to ensure it, it is necessary to place the pump below the upper reservoir, and this is impossible according to No. 115408, the upper packer “interferes”.
Наиболее близким к предлагаемым вариантам изобретения является установка одновременно-раздельной эксплуатации насосом двух пластов через одну скважину (патент РФ №118681), содержащая пакер, разобщающий в стволе скважины пласты, оголовок которого герметично сочленен с трубным хвостовиком, расположенным под насосом, при этом в хвостовик встроен клапан-отсекатель, запорный элемент которого, являющийся одновременно якорем его приводного электромагнита, по электрическому сигналу с устья скважины перекрывает гидравлический канал трубного хвостовика насоса, по которому поступает жидкость из одного разобщенного пакером пласта в насос и далее в наземную установку замера дебита жидкости. При этом в клапане-отсекателе запорный элемент с якорем электромагнита имеют равные площади торцевых поверхностей, на которые действует давление жидкости. В преимущественном варианте в гидравлическом канале клапана-отсекателя встроен регулятор расхода жидкости для ограничения поступающей жидкости из нижнего пласта в насос.Closest to the proposed variants of the invention is the installation of simultaneous and separate operation of the pump of two layers through one well (RF patent No. 118681), containing a packer, uncoupling in the wellbore of the formation, the head of which is hermetically articulated with a pipe shank located under the pump, while in the shank a shut-off valve is integrated, the shut-off element of which, which is at the same time the anchor of its drive electromagnet, blocks the hydraulic pipe channel x by the electric signal from the wellhead the pump, through which fluid flows from one reservoir separated by the packer into the pump and then to the ground installation for measuring fluid flow rate. Moreover, in the shut-off valve, the shut-off element with an electromagnet armature has equal end surface areas, which are affected by fluid pressure. In an advantageous embodiment, a fluid flow regulator is integrated in the hydraulic channel of the shutoff valve to restrict the flow of fluid from the lower reservoir to the pump.
Однако и указанная известная установка не обеспечивает исключение влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи, т.к. жидкость из нижней залежи подается в затрубье, где может изменять параметры работы верхней залежи, например передавливать ее.However, this known installation does not provide an exception to the influence of liquid from the lower reservoir on the technological parameters of the upper reservoir, because the liquid from the lower reservoir is fed into the annulus, where it can change the operation parameters of the upper reservoir, for example, squeeze it.
Кроме того, известная установка не может обеспечить надежную работу установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню).In addition, the known installation cannot ensure reliable operation of the installation in the presence of bottomhole pressure of the upper reservoir higher than the lower reservoir (reduced to the same level).
Единый технический результат, достигаемый предлагаемой группой изобретений, заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи за счет направления жидкости из нижней залежи через проходной обратный клапан и через хвостовик сразу в насос, при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню), за счет обеспечения возможности создания оптимальных режимов работы насосной установки путем задания характеристики проходного обратного клапана, когда подбирается и/или настраивается усилие прижатия шара или конуса в седле на требуемое значение перепада давления между затрубным и трубным давлением.A single technical result achieved by the proposed group of inventions is to exclude the influence of liquid from the lower reservoir on the technological parameters of the upper reservoir due to the direction of fluid from the lower reservoir through the check valve through the passage and through the shank directly to the pump, while ensuring reliable operation of the installation in the presence of a downhole the pressure of the upper reservoir is higher than that of the lower reservoir (reduced to the same level), due to the possibility of creating optimal operating modes of the pumping unit Sections by setting the characteristics of the check valve, when the pressure of the ball or cone in the saddle is selected and / or adjusted to the required pressure drop between the annular and pipe pressure.
Дополнительным техническим результатом для установки по обеим вариантам является обеспечение возможности реализации раздельного учета добываемой продукции и промысловых исследований для каждой залежи раздельно за счет временного перекрытия притока одной из залежей.An additional technical result for the installation according to both options is the possibility of implementing separate accounting of produced products and field studies for each deposit separately due to temporary blocking of the inflow of one of the deposits.
Указанный технический результат достигается предлагаемой установкой для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких залежей одной скважиной, включающей колонну насосно-компрессорных труб НКТ, насосную установку с хвостовиком, размещенную на указанной колонне, пакер для разобщения залежей друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость колонны НКТ, выше насосной установки, клапан-отсекатель, размещенный ниже насосной установки и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке, при этом новым по первому варианту является то, что установка содержит один пакер, размещенный между двумя залежами, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка размещена на указанной колонне НКТ выше пакера, но ниже верхней залежи, причем между насосной установкой и клапаном-отсекателем установлен проходной обратный клапан, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком насосной установки, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу, при этом проходной обратный клапан содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи, и второй, имеющий боковой выход в затрубное пространство и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубного пространства пластовой жидкости из верхней залежи, а клапан-отсекатель выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины; а по второму варианту новым является то, что количество пакеров в установке на один меньше числа залежей и все установлены ниже верхней залежи с разделением нижних залежей друг от друга, нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера, но ниже верхней залежи, причем между насосной установкой и клапаном-отсекателем установлен проходной обратный клапан, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком насосной установки, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу, при этом проходной обратный клапан содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с суммарным гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижних залежей, и второй, имеющий боковой выход в затрубное пространство и состоящий из седла и запорного элемента с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубного пространства пластовой жидкости из верхней залежи, а клапан-отсекатель выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлических каналов нижних залежей к суммарному гидравлическому каналу этого клапана-отсекателя путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины.The specified technical result is achieved by the proposed installation for simultaneous and separate operation of several deposits of one well, including a tubing string, a pump unit with a liner located on the specified string, a packer for separating deposits from each other, hydraulic channels, the number of which corresponds to the number of deposits , and each of which is connected to the corresponding hydraulic channel, and all hydraulic channels are connected to a common total hydraulic channel, before which is the tubing string cavity above the pump installation, a shut-off valve located below the pump installation and configured to open / close the hydraulic channel of the lower reservoir to the pump installation, while the new one according to the first embodiment is that the installation contains one packer located between two deposits, the lower end of the tubing string is located below the packer or in its hydraulic channel, and the pump unit is located on the specified tubing string above the packer, but below the upper reservoir, and between the pumping station A check valve is installed through the flap and a shut-off valve, tightly articulated on one side with the shank of the pump unit, and on the other hand, with a shut-off valve directly or through at least one tubing, while the check valve contains a body and is equipped with two hydraulic channels connected to the pump installation, the first of which is also connected to the hydraulic channel of the shutoff valve for the lower reservoir, and the second, having a lateral outlet into the annulus your and including a seat and a locking element with a return spring, is designed to enter into it from the annular space of the reservoir fluid from the upper reservoir, and the shut-off valve is configured to open / close the hydraulic channel of the lower reservoir to the first hydraulic channel of the check valve through passage by the effect of creating a differential pressure control hydraulic signal from the wellhead; and according to the second option, the new one is that the number of packers in the installation is one less than the number of deposits and all are installed below the upper deposit with separation of the lower deposits from each other, the lower end of the tubing string is located below the lower packer or in its hydraulic channel, and the pump installation on the specified tubing string above the upper packer, but below the upper reservoir, and between the pumping unit and the shut-off valve, a check valve is installed, tightly articulated on one side with the shank of the pumping unit, and on the other hand, with a shut-off valve directly or through at least one tubing, the check valve through passage contains a housing and is equipped with two hydraulic channels connected to the pump unit, the first of which is also connected to the total hydraulic channel a shut-off valve for lower deposits, and a second one having a lateral outlet into the annulus and consisting of a saddle and a locking element with a return spring, is intended for entry into it from the annulus formation fluid from the upper reservoir, and the shutoff valve is configured to open / close the hydraulic channels of the lower deposits to the total hydraulic channel of this shutoff valve by applying a differential pressure control hydraulic signal from the wellhead.
В преимущественном исполнении по обоим вариантам:In the preferred version for both options:
- она дополнительно содержит регулятор перепада давления потока жидкости, установленный в гидравлическом канале;- it further comprises a differential pressure regulator for the fluid flow installed in the hydraulic channel;
- по меньшей мере, один гидравлический канал имеет разветвления, по меньшей мере, на один дополнительный отдельный субканал;- at least one hydraulic channel has branches, at least one additional separate subchannel;
- субканалы снабжены штуцерами или регуляторами перепада давления потока жидкости;- the subchannels are equipped with fittings or regulators of the differential pressure of the fluid flow;
- она дополнительно содержит обратные клапаны, установленные в гидравлических каналах;- it further comprises check valves installed in the hydraulic channels;
- она дополнительно снабжена манометрами, и/или термометрами, и/или расходомерами, установленными с возможностью передачи сигнала на поверхность;- it is additionally equipped with pressure gauges and / or thermometers and / or flow meters installed with the possibility of transmitting a signal to the surface;
- для отвода газа из перекачиваемой пластовой жидкости насосная установка дополнительно снабжена капиллярной трубкой или коническими насосно-компрессорными трубами;- for the removal of gas from the pumped reservoir fluid, the pumping unit is additionally equipped with a capillary tube or conical tubing;
- в качестве запорного элемента проходной обратный клапан содержит конус или шар;- as a locking element, the check valve through passage contains a cone or ball;
- в качестве управляющего гидравлического сигнала с устья скважины для клапана-отсекателя служит гидравлический сигнал, создающий перепад давления с устья скважины, путем внесения с устья скважины необходимого объема жидкого агента в затрубное пространство или путем подачи необходимого объема жидкого агента под давлением в капиллярную трубку насосной установки;- as a control hydraulic signal from the wellhead for the shutoff valve, a hydraulic signal is created that creates a pressure drop from the wellhead by introducing from the wellhead the required volume of liquid agent into the annulus or by supplying the necessary volume of liquid agent under pressure into the capillary tube of the pump unit ;
- в качестве клапана-отсекателя она включает клапан-отсекатель, содержащий корпус, установленный в нем полый подпружиненный элемент, выполненный с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси, который снабжен в верхней части седлом и запорным органом и радиальными отверстиями в стенке, а также снабжен направляющими в нижней части, ответными направляющим в корпусе, и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворот вокруг вертикальной оси, с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий для гидравлических каналов, причем в корпусе выполнены гидравлические каналы, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующей залежью, а вторым концом - с полостью элемента посредством указанного радиального отверстия в стенке указанного элемента, находящегося в положении «открыто»;- as a shut-off valve, it includes a shut-off valve containing a housing, a hollow spring-loaded element installed therein, made with the possibility of reciprocating axial movement and with the possibility of rotational movement around the vertical axis, which is equipped in the upper part with a seat and a locking member and radial holes in the wall, and is also equipped with guides in the lower part, reciprocal guides in the housing, and providing the possibility of reciprocating movement of the element in the air The pressure difference is controlled by a hydraulic signal turning it around a vertical axis, while ensuring opening / closing of radial openings for hydraulic channels, moreover, hydraulic channels are made in the housing, each of which is hydraulically connected at one end to the corresponding reservoir and the other end to the element cavity by means of the indicated radial hole in the wall of the specified element in the "open" position;
- в качестве клапана-отсекателя она включает клапан-отсекатель, содержащий цилиндр с отверстиями, плунжер с отверстиями, размещенный внутри указанного цилиндра и выполненный с возможностью осевого перемещения внутри цилиндра, пружину сжатия, которая одним своим концом сочленена с цилиндром, а вторым своим концом сочленена с плунжером, и максимальная длина которой соответствует состоянию «открыто», причем внешняя поверхность плунжера по существу герметично прилегает к внутренней поверхности цилиндра, а отверстия плунжера соответствуют отверстиям цилиндра так, что при некотором определенном положении плунжера относительно цилиндра отверстия плунжера совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, образуя канал, обеспечивающий возможность перетока смеси через клапан-отсекатель, а в случае, когда отверстия плунжера не совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, переток смеси через клапан-отсекатель невозможен.- as a shut-off valve, it includes a shut-off valve containing a cylinder with holes, a plunger with holes located inside the specified cylinder and made with the possibility of axial movement inside the cylinder, a compression spring, which is connected at one end to the cylinder and connected at the other end with a plunger, and the maximum length of which corresponds to the state of "open", and the outer surface of the plunger is essentially hermetically adjacent to the inner surface of the cylinder, and the plunger holes correspond m to the cylinder bores so that at a certain definite position of the plunger relative to the cylinder, the plunger bores coincide in their position with the corresponding cylinder bores, forming a channel that allows the mixture to flow through the shutoff valve, and in the case when the plunger bores do not coincide in their position with the corresponding cylinder holes, the flow of the mixture through the shut-off valve is impossible.
Указанный технический результат обеспечивается за счет следующего.The specified technical result is ensured by the following.
Благодаря тому, что количество пакеров в установке на один меньше числа залежей и все они размещены ниже верхней залежи, а также благодаря наличию проходного обратного клапана, конструкция которого позволяет пропускать жидкость нижних залежей/залежи напрямую в насос без выхода в затрубное пространство, обеспечивается возможность отделить нижерасположенные залежи от верхней, а значит исключить влияние жидкости, добываемой из нижних залежей на параметры вышележащей залежи, т.е не передавливать ее и не изменять дебит верхней залежи.Due to the fact that the number of packers in the installation is one less than the number of deposits and all of them are located below the upper deposits, as well as due to the presence of a check valve, the design of which allows the liquid of the lower deposits / deposits to pass directly into the pump without access to the annulus, it is possible to separate downstream deposits from the upper one, which means to exclude the influence of the fluid extracted from the lower deposits on the parameters of the overlying deposits, i.e., not to overpress it and not change the flow rate of the upper deposits.
А, кроме того, при таком предложенном конструктивном решении возможно перекрывать нижнюю залежь/залежи по отдельности и проводить ее/их гидродинамические и иные исследования.And, in addition, with such a proposed constructive solution, it is possible to overlap the lower deposit / deposits separately and conduct her / their hydrodynamic and other studies.
Размещение нижнего конца колонны НКТ ниже нижнего пакера или в его гидравлическом канале позволит направлять поток жидкости из нижних залежей не в затрубье, где он влиял бы на параметры верхней залежи, а в колонну НКТ и далее, посредством насосной установки, в общий суммарный гидравлический канал и на поверхность.Placing the lower end of the tubing string below the lower packer or in its hydraulic channel will allow directing the fluid flow from the lower reservoirs not into the annulus, where it would affect the parameters of the upper reservoir, but into the tubing string and then, through the pumping unit, into the total hydraulic channel and to the surface.
Размещение насосной установки на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера, но ниже верхнего эксплуатационного объекта позволяет производить эксплуатацию при забойном давлении верхней залежи выше, чем у нижней залежи. Например, имеется две залежи, причем верхняя расположена на глубине 1000 м, а нижняя - на глубине 1300 м, т.е. ниже верхней на 300 м. По геологическим условиям, например, нужно эксплуатировать верхнюю залежь при давлении не ниже 3МПа, а нижнюю около 2 МПа. Если эксплуатировать две залежи одновременно, то при плотности жидкости, равной 1 г/см3, столб жидкости над верхней залежью должен быть 300 м (глубина от устья 700 м), а для нижней залежи столб жидкости над ней должен быть равен 200 м (глубина от устья 1100 м). При этом, чтобы добывать жидкость из нижней залежи необходимо разместить насос на глубине минимум 1100 м, а это ниже верхней залежи. А проходной обратный клапан, который содержится в заявляемой установке, в этом конкретном примере должны настроить на перепад 1100-700=400 м или 4 МПа (при условии установки его на 1100 м). Таким образом, если не спустить насос ниже 1000 м, то не обеспечить 2 МПа по нижней залежи (как было ранее задано геологическими условиями) и на этой глубине спуска получится только 3 МПа для нижней залежи, т.е. давление, равное давлению верхней залежи. Это и доказывает необходимость размещения насоса в предлагаемой установке ниже верхней залежи, в случае необходимости поддерживать давление верхней залежи выше, чем нижней.The placement of the pumping unit on the specified tubing string is higher than the upper packer, but lower than the upper production facility, and allows operation with bottomhole pressure of the upper reservoir higher than that of the lower reservoir. For example, there are two deposits, with the upper one located at a depth of 1000 m, and the lower one at a depth of 1300 m, i.e. 300 m below the upper one. According to geological conditions, for example, it is necessary to exploit the upper deposit at a pressure of at least 3 MPa, and the lower one about 2 MPa. If you operate two deposits at the same time, then at a fluid density equal to 1 g / cm 3 , the column of liquid above the upper deposit should be 300 m (depth from the mouth of 700 m), and for the lower deposit, the column of liquid above it should be 200 m (depth from the mouth of 1100 m). At the same time, in order to extract fluid from the lower reservoir, it is necessary to place the pump at a depth of at least 1100 m, and this is lower than the upper reservoir. A check valve, which is contained in the inventive installation, in this particular example, should be set to a difference of 1100-700 = 400 m or 4 MPa (provided that it is installed at 1100 m). Thus, if you do not lower the pump below 1000 m, then do not provide 2 MPa in the lower reservoir (as previously specified by geological conditions) and at this depth of descent you will get only 3 MPa for the lower reservoir, i.e. pressure equal to the pressure of the upper reservoir. This proves the need to place the pump in the proposed installation below the upper reservoir, if necessary, maintain the pressure of the upper reservoir higher than the lower.
Клапан-отсекатель, размещенный ниже насосной установки и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижнего эксплуатационного объекта к насосной установке, позволяет объединять гидравлические каналы нижележащих залежей и обеспечивает при этом по заданной последовательности управление открытием и закрытием обозначенных гидравлических каналов.A shut-off valve located below the pump installation and configured to open / close the hydraulic channel of the lower production facility to the pump installation allows you to combine the hydraulic channels of the underlying deposits and at the same time ensures the opening and closing of the indicated hydraulic channels in a given sequence.
А благодаря тому, что между насосной установкой и клапаном-отсекателем установлен проходной обратный клапан, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком насосной установки, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем, обеспечивается возможность успешно реализовать работу предлагаемой установки при забойном давлении верхней залежи выше, чем нижней, и при исключении влияния продукции нижней залежи на верхнюю. Это еще стало возможным и благодаря конструктивному выполнению этого проходного обратного клапана, а именно: указанный клапан снабжен двумя гидравлическими каналами, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с суммарным гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижних эксплуатационных объектов (для второго варианта), или просто с гидравлическим каналом клапана для нижнего эксплуатационного объекта (для первого варианта), и второй канал, имеющий выход затрубья в полость насосно-комперссорных труб и состоящий из седла и запорного элемента с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья пластовой жидкости из верхней залежи (для обоих вариантов). То есть проходной обратный клапан не позволяет жидкости нижней залежи выходить в ствол (в затрубное пространство) скважины, и одновременно жидкость верхней залежи поступает через хвостовик в насос.And due to the fact that a check valve is installed between the pump installation and the shutoff valve, hermetically jointed on one side with the shank of the pump installation, and on the other hand, with the shutoff valve, it is possible to successfully implement the proposed installation with a bottom hole pressure of the upper deposit above than the bottom, and with the exception of the influence of the production of the lower deposits on the upper. This has also become possible due to the design of this check valve, namely: the specified valve is equipped with two hydraulic channels connected to the pump unit, the first of which is also connected to the total hydraulic channel of the shut-off valve for lower operating facilities (for the second option), or simply with a hydraulic valve channel for the lower production facility (for the first option), and a second channel having an outlet of the annulus into the cavity of the tubing and The box from the saddle and the shut-off element with a return spring is designed to receive reservoir fluid from the upper reservoir from the annulus (for both options). That is, the check valve through passage does not allow the liquid of the lower reservoir to enter the wellbore (into the annulus), and at the same time, the fluid of the upper reservoir enters the pump through the liner.
Благодаря тому, что в проходном обратном клапане второй гидравлический канал, предназначенный для поступления в него из затрубья пластовой жидкости из верхней залежи, оборудован седлом и запорным элементом с пружиной возврата, обеспечена возможность настройки указанной пружины (жесткость которой подбирается перед спуском) до той величины, при которой обеспечивается требуемый перепад давлений между затрубным и трубным пространством. Усилием пружины может быть определен необходимый рабочий перепад давления в затрубном пространстве до проходного обратного клапана и давление в хвостовике (давление по нижней залежи). Этим достигается большее забойное давление по верхней залежи относительно нижней, что позволяет эксплуатировать каждую залежь с индивидуальным забойным давлением при отборе жидкости одним насосом.Due to the fact that in the check valve the second hydraulic channel, designed to enter into it from the annular formation fluid from the upper reservoir, is equipped with a seat and a shut-off element with a return spring, it is possible to adjust the specified spring (the rigidity of which is selected before descent) to the value at which the required pressure difference between the annulus and the tube space is ensured. By the force of the spring, the necessary working differential pressure in the annulus to the check valve through passage and the pressure in the liner (pressure along the lower reservoir) can be determined. This achieves a greater bottomhole pressure in the upper reservoir relative to the lower one, which makes it possible to exploit each reservoir with an individual bottomhole pressure during fluid withdrawal by one pump.
Кроме того, следует отметить, что, например, использование в предлагаемой установке штуцера (позиция 10 на чертеже) из прототипа, который также направлен на «удержание» давления, не обеспечит получение заявляемого технического результата. В прототипе (патент РФ №118681) «держать» давление по нижней залежи больше чем по верхней - за счет штуцера 10 возможно, а наоборот нельзя. Это происходит из-за того, что регулирование перепада давления в прототипе зависит от расхода жидкости через штуцер (при 5 м3/сут это будет один перепад давления, при 10 м3/сут будет совсем другой перепад), тогда как для предлагаемой установки с проходным обратным клапаном расход не важен, он будет обеспечивать требуемый перепад («держать» давление до этого клапана выше, чем после клапана, за счет усилия пружины) хоть при 5 м3/сут, хоть при 100 м3/сут. Таким образом, можно говорить об универсальности и стабильности работы заявляемой установки в плане различного расхода жидкости, проходящей через проходной обратный клапан.In addition, it should be noted that, for example, the use of the fitting in the proposed installation (position 10 in the drawing) from the prototype, which is also aimed at "holding" the pressure, will not provide the claimed technical result. In the prototype (RF patent No. 118681), “holding” pressure on the lower deposit is greater than on the upper - due to the nozzle 10 it is possible, but not vice versa. This is due to the fact that the regulation of the differential pressure in the prototype depends on the flow rate of the liquid through the nozzle (at 5 m 3 / day it will be one differential pressure, at 10 m 3 / day there will be a completely different differential), whereas for the proposed installation with the flow-through check valve, the flow rate is not important, it will provide the required differential (“hold” the pressure before this valve is higher than after the valve, due to the spring force) at least at 5 m 3 / day, at least at 100 m 3 / day. Thus, we can talk about the versatility and stability of the claimed installation in terms of different flow rates of liquid passing through the check valve.
Выполнение клапана-отсекателя в заявляемой установке с возможностью открытия/перекрытия гидравлических каналов нижних залежей к суммарному гидравлическому каналу этого клапана-отсекателя (по второму варианту) или открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана (по первому варианту) путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины, позволяет обеспечить простоту закрытия и открытия гидравлических каналов.The execution of the shut-off valve in the inventive installation with the possibility of opening / closing the hydraulic channels of the lower deposits to the total hydraulic channel of this shut-off valve (according to the second embodiment) or opening / closing the hydraulic channel of the lower deposits to the first hydraulic channel of the check valve (according to the first embodiment) by the impact of the creation of a differential pressure control hydraulic signal from the wellhead, allows for ease of closing and opening of hydraulic channels.
При этом размещение в предлагаемой установке проходного обратного клапана и его конструкция позволяет успешно воздействовать на клапан-отсекатель, когда увеличив на определенное значение затрубное давление, можно получить пропорциональное увеличение трубного давления, необходимого для переключения клапана-отсекателя.Moreover, the placement in the proposed installation of a check valve and its design allows you to successfully act on the shut-off valve, when increasing the annular pressure by a certain value, you can get a proportional increase in the pipe pressure necessary to switch the shut-off valve.
Следует отметить, что управляющим сигналом для клапана-отсекателя в предлагаемых установках ОРЭ служит гидравлический сигнал, создающий перепад давления с устья скважины путем внесения с устья скважины необходимого объема жидкого агента в затрубное пространство или путем подачи необходимого объема жидкого агента под давлением в капиллярную трубку насоса, благодаря чему и появилась возможность перекрывать и пропускать поток флюида в различных комбинациях отдельно по каждой залежи или всех вместе.It should be noted that the control signal for the shut-off valve in the proposed WEM installations is a hydraulic signal that creates a pressure drop from the wellhead by introducing from the wellhead the required volume of liquid agent into the annulus or by supplying the necessary volume of liquid agent under pressure into the pump capillary, due to which it became possible to block and pass the fluid flow in various combinations separately for each reservoir or all together.
В качестве клапана-отсекателя в предлагаемой установке можно использовать, например, клапан-отсекатель, описанный в заявке №2013159278 на выдачу патента РФ, или клапан-отсекатель, описанный в Патенте РФ №115408.As a shut-off valve in the proposed installation, you can use, for example, a shut-off valve described in application No. 2013159278 for the grant of a patent of the Russian Federation, or a shut-off valve described in RF Patent No. 115408.
При этом клапан-отсекатель, описанный в заявке №2013159278, содержит корпус, установленный в нем полый подпружиненный элемент, выполненный с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси, который снабжен в верхней части седлом и запорным органом и радиальными отверстиями в стенке, а также снабжен направляющими в нижней части, ответными направляющим в корпусе, и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворот вокруг вертикальной оси, с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий для гидравлических каналов, причем в корпусе выполнены гидравлические каналы, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующим эксплуатационным объектом, а вторым концом - с полостью элемента посредством указанного радиального отверстия в стенке указанного элемента, находящегося в положении «открыто», при этом полость элемента со стороны запорного органа соединена с суммарным гидравлическим каналом.Moreover, the shutoff valve described in the application No. 2013159278 contains a housing, a hollow spring-loaded element installed therein, made with the possibility of reciprocating axial movement and with the possibility of rotational movement around the vertical axis, which is equipped in the upper part with a seat and a locking member and radial holes in the wall, and is also equipped with guides in the lower part, reciprocal guides in the housing, and providing the possibility of reciprocating movement of the element when exposed to the pressure drop by the control hydraulic signal, its rotation around the vertical axis, while ensuring the opening / closing of the radial holes for the hydraulic channels, moreover, hydraulic channels are made in the housing, each of which is hydraulically connected at one end to the corresponding operational object, and the second end to the element cavity by means of the specified radial hole in the wall of the specified element in the "open" position, while the cavity of the element from the side of the locking member ene with a total hydraulic channel.
Клапан-отсекатель, описанный в патенте РФ №115408, содержит цилиндр с отверстиями; плунжер с отверстиями, размещенный внутри указанного цилиндра; причем внешняя поверхность плунжера по существу герметично прилегает к внутренней поверхности цилиндра, а плунжер выполнен с возможностью перемещения внутри цилиндра вдоль оси цилиндра. Отверстия плунжера соответствуют отверстиям цилиндра так, что при некотором определенном положении плунжера относительно цилиндра отверстия плунжера совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, образуя канал, обеспечивающий возможность перетока смеси через клапан-отсекатель или регулятор перепада давления потока (состояние «открыт»). В том случае, когда отверстия плунжера не совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, переток смеси через клапан-отсекатель или регулятор перепада давления потока по существу невозможен (состояние «закрыт»). Также такие конструкции клапанов-отсекателей и регулятора перепада давления потока включают в себя пружину сжатия. Пружина одним своим концом сочленена с цилиндром, а вторым своим концом сочленена с плунжером. Максимальная длина пружины соответствует состоянию регулятора перепада давления потока «закрыто» и состоянию клапанов-отсекателей «открыто».The shutoff valve described in the patent of the Russian Federation No. 115408, contains a cylinder with holes; a plunger with holes located inside the specified cylinder; moreover, the outer surface of the plunger is essentially hermetically adjacent to the inner surface of the cylinder, and the plunger is arranged to move inside the cylinder along the axis of the cylinder. The plunger openings correspond to the cylinder openings so that, at a certain definite position of the plunger relative to the cylinder, the plunger openings coincide in their position with the corresponding cylinder openings, forming a channel that allows the mixture to flow through the shutoff valve or the differential pressure regulator (“open” state). In the case when the plunger openings do not coincide in their position with the corresponding openings of the cylinder, the flow of the mixture through the shut-off valve or the differential pressure regulator is essentially impossible (the state is “closed”). Also, such designs of shutoff valves and a differential pressure controller include a compression spring. A spring is articulated at one end to a cylinder, and at its other end, articulated to a plunger. The maximum spring length corresponds to the state of the differential pressure regulator "closed" and the state of the shutoff valves "open".
Дополнительное снабжение гидравлических каналов обратными клапанами обусловлено целью исключения перетоков жидкости.Additional supply of hydraulic channels with check valves is due to the goal of eliminating fluid flows.
Дополнительно гидравлические каналы отдельно каждой залежи могут иметь ряд вариантов разветвления на вариации подканалов, субканалов, различающихся различным типоразмером установленных в них регуляторов расхода и/или перепада давления.Additionally, the hydraulic channels of each deposit separately can have a number of branching options for variations of subchannels, subchannels, differing in the different sizes of the flow and / or differential pressure regulators installed in them.
Насосная установка предлагаемой установки может быть дополнительно снабжена капиллярной трубкой или коническими насосно-компрессорными трубами для отвода газа из перекачиваемой пластовой жидкости. Это необходимо для стабильной работы насоса, а значит всей установки в целом, в условиях сильной загазованности пластовой жидкости.The pump installation of the proposed installation can be additionally equipped with a capillary tube or conical tubing for the removal of gas from the pumped formation fluid. This is necessary for stable operation of the pump, and therefore the entire installation as a whole, in conditions of severe gas contamination of the formation fluid.
Таким образом, благодаря совокупности конструктивных признаков установок одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) по обоим вариантам будет обеспечено исключение влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи за счет направления жидкости из нижней залежи через проходной обратный клапан и через хвостовик сразу в насос, и одновременно будет обеспечена надежная работа установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню) за счет обеспечения возможности создания оптимальных режимов работы насосной установки. Кроме того, также будет обеспечено движение добываемой жидкости нижних залежей через гидравлические каналы и поочередное перекрытие их посредством клапана-отсекателя при необходимости, например для проведения исследований по другой.Thus, due to the combination of design features of simultaneous-separate operation (REM) plants in both cases, the influence of liquid from the lower reservoir on the technological parameters of the upper reservoir will be eliminated due to the direction of the fluid from the lower reservoir through the check valve through the passage and through the liner directly to the pump, and at the same time reliable operation of the installation will be ensured in the presence of bottomhole pressure of the upper deposit higher than the lower reservoir (reduced to the same level) due to the possibility of creating optimal operating conditions of the pumping unit. In addition, the movement of the produced liquid of the lower deposits through the hydraulic channels and their alternate closure by means of a shut-off valve, if necessary, for example, to conduct research on another one, will also be ensured.
Заявляемые варианты установок иллюстрируются чертежами, где на фиг. 1 изображена схема скважины с размещенной в ней установкой ОРЭ по первому варианту; на фиг. 2 - схема скважины с размещенной в ней установкой ОРЭ по второму варианту и разрез А-А; на фиг. 3 - схема проходного обратного клапана; на фиг. 4 - схема клапана-отсекателя, описанная в заявке №2013159278.The inventive installation options are illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a diagram of a well with an installation of an electric power station according to the first embodiment; in FIG. 2 is a diagram of a well with an installation of an ORE according to the second embodiment and section AA; in FIG. 3 is a diagram of a check valve; in FIG. 4 is a diagram of a shut-off valve described in Application No. 2013159278.
На фиг. 1 и фиг. 2 в качестве клапана-отсекателя изображена конструкция, описанная в заявке №2013159278 на выдачу патента РФ на изобретение. Другие клапаны-отсекатели другой конструкции, но того же принципа действия (путем управления ими гидравлическим сигналом с устья скважины), могут быть тоже использованы в предлагаемой установке. Эти другие клапаны-отсекатели могут иметь какие-то конструктивные отличия, но главное, что в них должны быть выполнены гидравлические каналы с возможностью их открытия/перекрытия посредством указанного сигнала, и обеспечивающие связь с гидравлическими каналами залежей и с суммарным гидравлическим каналом.In FIG. 1 and FIG. 2, as a shut-off valve, the construction described in the application No. 2013159278 for the grant of a patent of the Russian Federation for the invention is shown. Other shutoff valves of a different design, but of the same operating principle (by controlling them with a hydraulic signal from the wellhead), can also be used in the proposed installation. These other shutoff valves may have some design differences, but the main thing is that they must have hydraulic channels with the possibility of their opening / closing by means of the specified signal, and providing communication with the hydraulic channels of the deposits and with the total hydraulic channel.
На фиг. 1 представлена установка для одновременно-раздельной разработки нескольких (в частности, двух) залежей одной скважиной по первому варианту в наиболее предпочтительном варианте осуществления. Залежами в данном случае являются первая залежь 1 и вторая залежь 2. Залежь 2 гидравлически соединена с затрубным пространством 3, посредством отверстий 4 в теле обсадной трубы 5. А залежь 1 гидравлически соединена с колонной насосно-компрессорных труб 6, посредством отверстий 7 в теле обсадной трубы 5. Залежи 1 и 2 изолированы друг от друга при помощи средства изоляции - пакера 8. Причем количество пакеров в установке по обоим вариантам на один меньше числа залежей. Установка также содержит гидравлические каналы 9 и 10, количество которых соответствует количеству залежей. Гидравлический канал 9 гидравлически соединен с залежью 1, а канал 10 - с залежью 2, а оба они имеют гидравлическую связь с общим суммарным гидравлическим каналом 11, представляющим собой полость колонны НКТ 6 выше насосной установки 12 с хвостовиком 13. При этом насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ 6 выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Также установка снабжена клапаном-отсекателем 14, размещенным ниже насосной установки 12 и выполненным с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи 1. Нижний конец 15 колонны НКТ 6 размещен ниже пакера 8 или в его гидравлическом канале. Между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13 насосной установки 12, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. Между клапаном отсекателем 14 и проходным обратным клапаном 16 может быть некоторое количество насосно-компрессорных труб. При этом следует отметить, что для штангового насоса типа ШГН кожух не нужен, а для электроцентробежного насоса (ЭЦН) технологически требуется кожух (на чертеже не указан), поскольку сначала идет погружной электродвигатель (ПЭД) а затем ЭЦН. Жидкость минует ПЭД и поступает в ЭЦН. Кожух герметично соединяется с НКТ вверху после ЭЦН. Это вызвано технологическими потребностями, т.к. на ПЭД нельзя «повесить» пакер, поскольку он не предназначен переносить нагрузки более 1 т весом.In FIG. 1 shows an installation for simultaneous-separate development of several (in particular, two) deposits of one well according to the first embodiment in the most preferred embodiment. The deposits in this case are the
Проходной обратный клапан 16 снабжен двумя гидравлическими каналами, соединенными с насосной установкой 12, первый 17 из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1. Второй гидравлический канал 19 предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Он имеет боковой выход в затрубье 3 и состоит из корпуса, в котором находится седло 20 и запорный элемент 21 (например, в виде конуса или шара) с пружиной 22 возврата. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи 1 к первому гидравлическому каналу 17 проходного обратного клапана 16 путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. При этом под гидравлическим управляющим сигналом понимается созданное с поверхности (принесенное извне), например закачкой воды, нефти, создание давления азотным компрессором или др. определенное значение давления столба жидкости в стволе 3 скважины или в капиллярной трубке 28.The
На фиг. 2 представлена установка для одновременно-раздельной разработки нескольких (в частности, трех) залежей одной скважиной по второму варианту в наиболее предпочтительном варианте осуществления. Залежами в данном случае являются две нижних залежи: залежь 1 и залежь 3, и верхняя залежь 2. Залежи 1, 3 и 2 гидравлически соединены со скважиной посредством отверстий 7, 23 и 4 в теле обсадной трубы 5 соответственно. Залежи 1 и 3 изолированы друг от друга при помощи пакера 8, а залежи 2 и 3 изолированы друг от друга при помощи пакера 24. Причем количество пакеров в установке по обоим вариантам на один меньше числа залежей и все установлены ниже верхней залежи 2.In FIG. 2 shows an installation for simultaneous and separate development of several (in particular, three) deposits of one well according to the second embodiment in the most preferred embodiment. The deposits in this case are the two lower deposits:
Для гидравлического соединения установки по второму варианту с обеими нижними залежами 1 и 3 установка содержит две колонны НКТ: первую колонну НКТ 6 и вторую колонну НКТ 25. Первая колонна НКТ 6 и вторая колонна НКТ 25 гидравлически соединены с залежью 1. Соединение осуществляется через открытый нижний торец 15 первой колонны НКТ 6 и нижний конец колонны НКТ 25. Таким образом, первая колонна НКТ 6 и колонна НКТ 25 вместе с соответствующим изолированным объемом внутри обсадной трубы 5 формируют часть гидравлического канала 9 залежи 1. Межтрубное пространство 18 между первой колонной НКТ 6 и второй колонной НКТ 25 гидравлически соединено с залежью 3 через соответствующий изолированный при помощи средства изоляции 8 и 24 объем внутри обсадной трубы 5. Соединение может осуществляться через отверстия 23 в теле обсадной трубы 5 и отверстий 37 в первой колонне НКТ 6. Таким образом, межтрубное пространство 18 вместе с соответствующим изолированным объемом внутри обсадной трубы формируют часть гидравлического канала 26 залежи 3. Нижний конец 15 колонны НКТ 6 размещен ниже нижнего пакера 8 или в его гидравлическом канале. Установка также содержит насосную установку 12, которая размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2, и клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия посредством гидравлического сигнала с устья скважины гидравлических каналов 9 и 26 нижних залежей 1 и 3 соответственно.For hydraulic connection of the installation according to the second embodiment with both
Между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13 насосной установки 12, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 (при наличии в качестве насоса 12 ЭЦН), клапан 16 будет сочленен с клапаном 14 через дополнительные насосно-компрессорные трубы, т.к. ЭЦН будет содержать кожух (на чертеже не показан).Between the
Проходной обратный клапан 16 (фиг. 3) снабжен двумя гидравлическими каналами, соединенными с насосной установкой 12, первый 17 из которых также соединен с суммарным гидравлическим каналом 27 клапана-отсекателя для нижних залежей 1 и 3. Но следует отметить, что в некоторых случаях, например при необходимости исследования по отдельности залежей 1 и 3, клапан-отсекатель 14 путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины (при этом под гидравлическим управляющим сигналом понимается созданное с поверхности (принесенное извне), например закачкой воды, нефти, создание давления азотным компрессором или др., определенное значение давления столба жидкости в стволе 3 скважины) может обеспечить поочередное перекрывание гидравлических каналов 9 и 26 нижних залежей 1 и 3 соответственно. И тогда в суммарный гидравлический канал 27 будет поступать пластовая жидкость только из одной залежи. Работоспособность заявляемой установки и достижение поставленного технического результата в этом случае также будут обеспечены. Второй гидравлический канал 19 проходного обратного клапана 16 предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Он имеет боковой выход в затрубное пространство 3 и состоит из седла 20 и запорного элемента 21 (например, в виде конуса или шара) с пружиной 22 возврата.The
Кроме того, насосная установка в предлагаемом техническом решении по обоим вариантам может быть дополнительно снабжена капиллярной трубкой 28 или коническими насосно-компрессорными трубами (на чертеже не показаны). И капиллярная трубка, и конические насосно-компрессорные трубы необходимы для отвода газа из перекачиваемой пластовой жидкости, в случае ее сильной загазованности. Это необходимо для стабильной работы насоса 12, а значит установки в целом. Капиллярная трубка 28 присоединяется к НКТ специальными хомутами, в нижней части имеет вход в НКТ между насосом и клапаном или непосредственно в клапан-отсекатель 14, в верхней части может иметь выход на устье скважины или заканчиваться на определенном расчетном уровне.In addition, the pump installation in the proposed technical solution for both options can be additionally equipped with a capillary tube 28 or conical tubing (not shown). Both the capillary tube and the conical tubing are necessary for the removal of gas from the pumped formation fluid, in case of a strong gas contamination. This is necessary for the stable operation of the
Кроме того, предлагаемая установка по обоим вариантам может быть снабжена регулятором перепада давления потока жидкости, например, по типу полезной модели по патенту предназначенным для обеспечения необходимого забойного давления залежи с большим требуемым забойным давлением. Предпочтительно такой регулятор перепада давления потока размещать в канале, гидравлически соединенном с залежью, по которой необходимо обеспечить большее рабочее забойное давление относительно другой залежи, т.е. в нашем примере, с залежью 2. В установке ОРЭ по первому варианту, представленной на фиг. 1, таким каналом является канал 10, гидравлически соединенный с залежью 2. В установке ОРЭ по второму варианту, представленной на фиг. 2, таким каналом также является канал 10, гидравлически соединенный с залежью 2. Для обеспечения необходимого забойного давления залежи с меньшим требуемым забойным давлением (в нашем случае это залежь 1 по первому варианту и залежи 1 и 3 по второму варианту), требуемое значение забойного давления может быть обеспечено путем задания параметров отбора смеси из скважины насосом 12. При этом наличие регулятора перепада давления (настраиваемого усилием пружины перед спуском в скважину) в канале 10, гидравлически соединенного с залежью 2, позволяет обеспечить рабочее забойное давление при работе насоса 12 выше, чем по залежи 1 (залежей 1 и 3), условно приведенного к одному уровню.In addition, the proposed installation for both options can be equipped with a differential pressure regulator for the fluid flow, for example, according to the type of utility model according to the patent, designed to provide the required bottomhole pressure of the reservoir with a large bottomhole pressure. It is preferable to place such a differential pressure regulator in a channel hydraulically connected to the reservoir, along which it is necessary to provide a greater working bottomhole pressure relative to the other reservoir, i.e. in our example, with
Дополнительно в гидравлические каналы 9 (залежь 1), 10 (залежь 2) и 26 (залежь 3) могут устанавливаться обратные клапаны (на чертеже не показаны) различной конструкции, например, по типу «седло-шар», для исключения перетоков между залежами при эксплуатации скважины и/или ее остановке.Additionally, check valves (not shown in the drawing) of various designs, for example, of the “ball-seat” type, can be installed in hydraulic channels 9 (reservoir 1), 10 (reservoir 2) and 26 (reservoir 3) to prevent overflows between deposits when well operation and / or shutdown.
Дополнительно, при необходимости гидравлические каналы 9, 10 и 26 могут иметь варианты разветвления на отдельные субканалы 9а, 9б; 26а, 26б, 26в (разрез А-А на фиг. 2). Количество субканалов, их вариация и сочетание может быть различным. Использованием указанных субканалов решается задача изменения перепада потока жидкости применением в этих субканалах, например, штуцеров различного диаметра или устройств по типу регулятора, при этом не требуется подъем оборудования для изменения характеристик регулятора притока. Переключая клапаном-отсекателем 16 потоки пластового флюида из различных залежей последовательно по субканалам, в которые, например, установлены разного диаметра штуцера, можно без подъема оборудования регулировать дебит пластов.Additionally, if necessary, the
Дополнительно в гидравлических каналах 9, 10 и 26 в колонне 5 могут быть установлены манометры, и/или термометры, и/или другие измерительные приборы, например влагомер, расходомер, с возможностью передачи сигнала на поверхность, или указанные приборы могут быть автономные.Additionally, pressure gauges and / or thermometers and / or other measuring devices, for example a moisture meter, a flow meter, with the possibility of transmitting a signal to the surface, or these devices can be autonomous, can be installed in the
Установки по обоим вариантам могут быть снабжены, например, клапаном-отсекателем 14 конструкции револьверного типа (см. заявку на патент РФ №2013159278). Однако очевидно, что это лишь один из предпочтительных, возможных вариантов, и установки могут быть осуществлены и с клапанами-отсекателями других конструкций. Для понимания сущности работы предлагаемой установки, ниже приведено описание конструкции подобного клапана-отсекателя в качестве примера (фиг. 4). Этот клапан-отсекатель 14 содержит корпус 29, установленный в нем полый подпружиненный пружиной 30 элемент 31, в качестве которого в преимущественном исполнении может быть применен полый плунжер. Причем внешняя поверхность элемента 31 по существу герметично прилегает к внутренней поверхности корпуса 29. Указанный элемент 31 выполнен с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с одновременной возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси под действием гидравлического управляющего сигнала. Элемент 31 снабжен в верхней части «седлом» 32 и запорным органом 33, например шаром, а также радиальными отверстиями 34 в стенке, которые могут быть выполнены на одном или на разных уровнях, под разными углами друг другу. Запорный орган, клапан-отсекатель могут быть исполнены в различных технических решениях, например в виде конуса с подпружинивающим элементом, в виде лепесткового клапана и др.Installations for both options can be equipped, for example, with a shut-off
Кроме того, элемент 31 снабжен направляющими 35 в нижней части, ответными направляющим 36 в корпусе 29 и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента 31 при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворота вокруг вертикальной оси с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий 34. В преимущественном исполнении направляющие 35 в нижней части полого элемента 31 и ответные направляющие 36 в корпусе 29 выполнены в виде клинообразных скошенных пазов и ответных им клинообразных скошенных выступов соответственно (фиг. 4). В корпусе 29 также выполнены гидравлические каналы 9 и 26, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующими залежами, т.е. с залежью 1 и с залежью 3 соответственно. Оба канала 9 и 26 вторым концом связаны гидравлически с полостью элемента 31 посредством указанного радиального отверстия (отверстий) 34 в стенке указанного элемента 31, находящегося в положении «открыто». При этом полость элемента 31 со стороны запорного органа 33 соединена с суммарным гидравлическим каналом 27, который, в свою очередь, соединен с гидравлическим каналом 17 проходного обратного клапана 16.In addition, the
При некотором определенном положении элемента 31 относительно корпуса 29 отверстия 34 элемента 31 будут совпадать в своем положении с гидравлическим каналом 9 или 26 в корпусе 29. Возможно различное сочетание и количество отверстий, располагаться они могут на различном уровне и при разных углах. На фиг. 4 представлен вариант с тремя положениями управления притока жидкости из каналов 9 и 26: П1 - приток из обеих залежей, П2 - положение корпуса 29, обеспечивающего приток через отверстия 34 жидкости гидравлического канала 9 залежи 1 в суммарный канал 27; П3 - приток только из залежи 3 через гидравлический канал 26 в суммарный канал 27. Механические параметры составных частей клапана-отсекателя 14 могут определяться, исходя из требуемых значений управляющих сигналов и требуемых значений забойного давления.At a certain specific position of the
Описанный выше клапан-отсекатель 14 характеризует работу установки как по первому, так и по второму вариантам.The shut-off
Также в качестве клапана-отсекателя можно использовать клапан-отсекатель, известный из патента РФ №115408, содержащий цилиндр с отверстиями, плунжер с отверстиями, размещенный внутри указанного цилиндра и выполненный с возможностью осевого перемещения внутри цилиндра, пружину сжатия, которая одним своим концом сочленена с цилиндром, а вторым своим концом сочленена с плунжером, и максимальная длина которой соответствует состоянию «открыто», причем внешняя поверхность плунжера по существу герметично прилегает к внутренней поверхности цилиндра, а отверстия плунжера соответствуют отверстиям цилиндра так, что при некотором определенном положении плунжера относительно цилиндра отверстия плунжера совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, образуя канал, обеспечивающий возможность перетока смеси через клапан-отсекатель, а в случае, когда отверстия плунжера не совпадают в своем положении с соответствующими отверстиями цилиндра, переток смеси через клапан-отсекатель невозможен.Also, as a shut-off valve, you can use a shut-off valve, known from RF patent No. 115408, containing a cylinder with holes, a plunger with holes located inside the specified cylinder and made with the possibility of axial movement inside the cylinder, a compression spring, which is connected at one end to cylinder, and its second end is connected to the plunger, and the maximum length of which corresponds to the state of "open", and the outer surface of the plunger is essentially tightly adjacent to the inner surface of the qi Indra, and the plunger openings correspond to the cylinder openings so that at a certain definite position of the plunger relative to the cylinder, the plunger openings coincide in their position with the corresponding cylinder openings, forming a channel that allows the mixture to flow through the shutoff valve, and in the case when the plunger openings do not match in its position with the corresponding cylinder openings, overflow of the mixture through the shutoff valve is not possible.
Установка ОРЭ по обоим вариантам устанавливается в обсадную трубу 5. При этом скважина должна быть снабжена средством закачки в межтрубное пространство технической жидкости, например воды. Под межтрубным пространством в настоящей заявке понимается пространство, ограниченное снаружи обсадной трубой 5, а изнутри лифтовыми трубами (колонной НКТ 6) и каналами установки. В качестве средства закачки в межтрубное пространство технической жидкости может быть использовано любое из известных технических средств, пригодных для этой цели, например насосная установка.The WEM installation in both cases is installed in the casing 5. In this case, the well must be equipped with means for pumping technical fluid, for example water, into the annulus. The annular space in this application is understood as the space bounded externally by the casing 5, and from the inside by elevator pipes (tubing string 6) and installation channels. As a means of injection into the annular space of the process fluid, any of the known technical means suitable for this purpose, for example, a pumping unit, can be used.
Все раскрытое оборудование компонуется в единое устройство по первому или второму варианту исходя из расстояний между залежами, толщины пласта каждой залежи, требуемых забойных давлений для каждой залежи исходя из условия превышения давления верхней залежи над давлением нижних залежей.All the equipment disclosed is assembled into a single device according to the first or second option based on the distance between the deposits, the thickness of the reservoir of each deposit, the required bottomhole pressures for each reservoir based on the condition that the pressure of the upper reservoir exceeds the pressure of the lower reservoir.
Работа предлагаемых установок ОРЭ осуществляется следующим образом.The work of the proposed installations WEM is as follows.
Определение индивидуального дебита жидкости, обводненности продукции, удельного веса попутно добываемой воды для каждой залежи, проведение гидродинамических исследований осуществляется путем временного отключения притока одной из залежей с помощью клапана-отсекателя 14, в данном случае становится возможным проведение указанных мероприятий для второй залежи.The determination of the individual liquid flow rate, the water cut of the product, the specific gravity of produced water for each reservoir, hydrodynamic studies are carried out by temporarily shutting off the inflow of one of the reservoirs using the
Ниже приведен пример работы предлагаемой установки на конкретном примере по первому варианту. The following is an example of the operation of the proposed installation for a specific example of the first option.
Была выбрана скважина со следующими характеристиками. В скважине находились две залежи: нижняя залежь 1 на глубине 1726-1731,4 м с забойным давлением 5,5 МПа и верхняя залежь 2 на глубине 1354-1367,2 м с забойным давлением 8,27 МПа (забойные давления приведены к одному уровню).A well was selected with the following characteristics. There were two deposits in the well: the
При компоновке установки на поверхности производится настройка пружины 22 проходного обратного клапана 16 таким образом, чтобы перепад между затрубьем и трубным пространством составлял 8,27-5,5=2,77 МПа.When installing the installation on the surface, the
Установка спускается в скважину, при этом пакер 8 установлен на глубину 1715 м, глубина спуска насосной установки 12 - 1676 м. То есть насос 12 установлен ниже верхней залежи 2, но выше пакера 8. Электроцентробежный насос 12 снабжен кожухом. Учитывая, что газосодержание пластовой жидкости залежи 1 составляет 500 м3/т, а залежи 2 - 129 м3/т, то насос 12 снабжен газоотводной капиллярной трубкой 28, которая крепится посредством хомутов к колонне НКТ.The installation descends into the well, while the
Установку запускают в работу. При этом пластовая жидкость из нижней залежи 1 через отверстия 7 поступает в скважину, далее - в НКТ 6 в гидравлический канал 9 клапана-отсекателя 14 и затем в связанный с ним первый гидравлический канал 17 проходного обратного клапана 1. В это же время пластовая жидкость из залежи 2 через отверстия 4 поступает в затрубное пространство 3 скважины; затем проходит во второй гидравлический канал 19 проходного обратного клапана 16, воздействуя силой на запорный элемент 21 (т.к. пружина 22 клапана 16 была настроена с соответствующим 2,77 МПа, то при забойном давлении 8,27 МПа верхней залежи 2 это будет достаточно для преодоления ее напряжения), который, приподнимаясь, обеспечивает доступ этой жидкости в гидравлический канал 10. Далее жидкости из залежи 1 и залежи 2, смешиваясь в клапане 16, подаются на прием насоса 12 и в общий суммарный гидравлический канал 11 (в полость НКТ 6).The installation is launched. In this case, the formation fluid from the
Если бы в разработке было бы, например, три залежи (как по второму варианту), то при запуске установки в работу будет происходить следующее. Пластовая жидкость из нижней залежи 1 через отверстия 7 поступает в скважину, далее - через колонну НКТ 6 и через колонну НКТ 25 в гидравлический канал 9 клапана-отсекателя 14 и затем - в суммарный гидравлический канал 27 клапана-отсекателя. Пластовая жидкость из залежи 3 через отверстия 23 в обсадной трубе 5 поступает в скважину в пространство между пакерами 8 и 24, далее - через отверстия 37 в колонне НКТ 25 поступает в межтрубное пространство 18 между НКТ 6 и НКТ 25, далее - в гидравлический канал 26 клапана-отсекателя 14 и затем - в суммарный гидравлический канал 27 клапана-отсекателя. Из канала 27 жидкость поступает в гидравлический канал 17 проходного обратного клапана 16 и далее на насос 12. Путь поступления жидкости из залежи 2 к насосной установке 12 такой же, как описан выше для первого варианта установки.If in development there would be, for example, three deposits (as in the second option), then when the installation is put into operation, the following will occur. The formation fluid from the
Следует отметить, что клапаном-отсекателем 14 можно в установке по второму варианту регулировать открытие/перекрытие гидравлических каналов 9, 26. При этом в случае необходимости воздействия на клапан-отсекатель 14 путем закачки в межтрубное пространство технической жидкости объем закачки будет определяться исходя из расчета создания столба жидкости в межтрубном пространстве, необходимом для создания давления, обеспечивающего силу воздействия на элемент 31, превышающую суммарную силу воздействия на этот элемент забойного давления определенной залежи 1 или 3 и пружины 30 клапана-отсекателя 14.It should be noted that the
Настоящее изобретение по обоим вариантам было подробно описано со ссылкой на предпочтительный вариант его осуществления, однако очевидно, что оно может быть осуществлено в различных вариантах, не выходя за рамки заявленного объема правовой охраны, определяемого формулой изобретения.The present invention for both options has been described in detail with reference to the preferred option for its implementation, however, it is obvious that it can be implemented in various ways, without going beyond the stated scope of legal protection defined by the claims.
Claims (22)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014154511/03A RU2576729C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014154511/03A RU2576729C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2576729C1 true RU2576729C1 (en) | 2016-03-10 |
Family
ID=55654101
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014154511/03A RU2576729C1 (en) | 2014-12-30 | 2014-12-30 | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2576729C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU170983U1 (en) * | 2016-10-26 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION |
| RU2657563C1 (en) * | 2016-12-20 | 2018-06-14 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Device for automatic cleaning of downhole equipment |
| RU200087U1 (en) * | 2020-03-06 | 2020-10-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | A device for protecting an oil reservoir from liquid absorption and clogging |
| RU2780982C1 (en) * | 2021-10-15 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof |
| WO2023063854A1 (en) * | 2021-10-15 | 2023-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (Ооо "Газпромнефть Нтц) | Oil production method and device for implementing same |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU702158A1 (en) * | 1977-08-30 | 1979-12-05 | Особое Конструкторское Бюро По Конструированию,Исследованию И Внедрению Оборудования Для Раздельной Эксплуатации Нефтяных Скважин | Pilot valve for simultaneous separate recovery |
| WO2011043872A2 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
| RU115408U1 (en) * | 2011-12-05 | 2012-04-27 | Андрей Сергеевич Казанцев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL |
| RU118681U1 (en) * | 2012-02-17 | 2012-07-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL |
| 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) |
| RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
-
2014
- 2014-12-30 RU RU2014154511/03A patent/RU2576729C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU702158A1 (en) * | 1977-08-30 | 1979-12-05 | Особое Конструкторское Бюро По Конструированию,Исследованию И Внедрению Оборудования Для Раздельной Эксплуатации Нефтяных Скважин | Pilot valve for simultaneous separate recovery |
| WO2011043872A2 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
| RU115408U1 (en) * | 2011-12-05 | 2012-04-27 | Андрей Сергеевич Казанцев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL |
| RU118681U1 (en) * | 2012-02-17 | 2012-07-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL |
| 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) |
| RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU170983U1 (en) * | 2016-10-26 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION |
| RU2657563C1 (en) * | 2016-12-20 | 2018-06-14 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Device for automatic cleaning of downhole equipment |
| RU200087U1 (en) * | 2020-03-06 | 2020-10-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | A device for protecting an oil reservoir from liquid absorption and clogging |
| RU2780982C1 (en) * | 2021-10-15 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for petroleum production and apparatus for implementation thereof |
| WO2023063854A1 (en) * | 2021-10-15 | 2023-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (Ооо "Газпромнефть Нтц) | Oil production method and device for implementing same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
| AU2015213301B2 (en) | Valve system | |
| RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2671370C2 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| RU2398100C2 (en) | Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions) | |
| US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
| RU115408U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2738699C2 (en) | Overpressure protection system | |
| RU2534688C2 (en) | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) | |
| RU2539053C1 (en) | Unit for dual operation of several production facilities at one well (versions) and shutdown valve of revolving type | |
| RU125622U1 (en) | INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS) | |
| RU2439297C1 (en) | Packer system for single or simultaneous separate operation of well beds (versions) | |
| CA3036153C (en) | Tubing and annular gas lift | |
| RU173106U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOAD OF A WORKING AGENT IN TWO STRAYS OF ONE WELL | |
| RU2574641C2 (en) | Injection well | |
| RU2399749C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of three beds with one well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161231 |