RU2591225C2

RU2591225C2 - Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions)

Info

Publication number: RU2591225C2
Application number: RU2015119202/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев
Original assignee: Олег Сергеевич Николаев
Priority date: 2015-05-21
Filing date: 2015-05-21
Publication date: 2016-07-20
Also published as: RU2015119202A

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: group of inventions relates to oil production and can be used for simultaneous-separate extraction of well fluid from two formations of one well. Plant with first version contains deployed in casing pipe on flow column packer with two anchor devices oppositely directed action, centrifugal pump with receiving module and submersible electric drive connected power cable with the control station (CS), tightly passed through wellhead equipment, adjusting electric valve (AEV), which includes shank with cutoff of fluid flow with locking seat, and sensors of telemetry system (TMS), and interfacing unit connected with device taking fluid from lower formation and consisting of telescopically coupled union installed on packer, and nipples, docked to shank, connected to electric drive end. In shank wall are made through holes connecting space above packer with packer and bottom formation. Shank is equipped with centralizer, providing connection of nipple and union. AEV TMS is connected with control panel (CP) by electric communication cable, tightly passed through wellhead equipment. According to second version, proposed plant comprises packer with cable entry and support anchor device, well chamber with flow channel, outside which there is rack, and coupling cross flow of fluid flows, communicating radial channels with upper formation. Well chamber is connected to one side with flow channel to communicate flow channel chamber with flow column, and on other is coupling with at least two eccentric flow channels, connected with packer by above-packer pipe. One of eccentric coupling channels communicates chamber flow channel with pump outlet through shank and branch pipe, conjugated with central channel cross flow coupling and forming together with above-packer pipe and barrel packer coaxial channel, communicating with radial channels cross flow coupling, attached to end of packer and below-packer pipe connected to pump. Other eccentric channel coupling connects the space above and below packer is through shutoff AEV seat, coaxial channel and radial channels cross flow coupling.

EFFECT: technical result consists in simplification of design and higher reliability.

2 cl, 2 dwg

Description

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to the oil industry, and can be used for simultaneous and separate production of borehole fluid from two reservoirs by one well.

Известны однопакерные установки для добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном, содержащие колонну труб, оснащенную пакером, разобщающим нижний и верхний объекты скважины, разъединитель-соединитель или без него, электроприводной насос без или с кожухом с входным модулем и погружным электродвигателем с блоком погружной телеметрии, хвостовик, кабель и электрический клапан, электрически соединенный либо с погружным электродвигателем, либо с блоком погружной телеметрии, либо с кабелем с возможностью управляемого как отсекания, так и пропуска потоков флюида из нижнего или верхнего объектов. Электрический клапан механически соединен или с погружным электродвигателем, или с блоком погружной телеметрии, или же с хвостовиком и расположен над пакером, гидравлически связанный, с одной стороны с входным модулем электроприводного насоса, а с другой - с надпакерным или подпакерным пространствами (Патент RU №2385409 С2. Способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты). - МПК: Е21В 43/00, Е21В 47/12. - Опубл. 27.03.2010).Known single-pack installations for producing fluid from the reservoirs of one well with an electric drive pump with an electric valve, comprising a pipe string equipped with a packer that disconnects the lower and upper objects of the well, a disconnector-connector or without it, an electric drive pump with or without a casing with an input module and a submersible motor with a submersible telemetry unit, a shank, a cable and an electric valve electrically connected either to a submersible electric motor, or to a submersible telemetry unit, or to a cable with a ozhnostyu managed as a cutoff and passes fluid flow from the lower or upper objects. The electric valve is mechanically connected either to the submersible electric motor, or to the submersible telemetry unit, or to the shank and is located above the packer, hydraulically connected, on the one hand, with the input module of the electric drive pump, and on the other, with the over-packer or under-packer spaces (Patent RU No. 2385409 C2. Method for producing fluid from the strata of one well with an electric drive pump with an electric valve and installation for its implementation (options). - IPC: Е21В 43/00, Е21В 47/12. - Publ. 03/27/2010).

Известна однопакерная установка для одновременно-раздельной эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, содержащая колонну труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом, оснащенным кожухом, соединенным с регулирующим клапаном, соединенным сверху с кожухом, а снизу - с пакером. Регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами с возможностью сообщения как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины. Внутри осевого пропускного канала размещен отсекающий элемент с возможностью сообщения или отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта путем управления с поверхности скважины через кабель либо автоматически в зависимости от параметров флюида. В зависимости от условий эксплуатации скважины установка может быть оснащена центратором и/или разъединителем колонны труб (Патент RU №2380522 C1. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты). - МПК: Е21В 43/12, Е21В 47/12. - Опубл. 27.01.2010).Known single-pack installation for simultaneous and separate operation of an electric submersible pump of a multilayer well containing a pipe string with a control valve and an electric submersible pump equipped with a casing connected to a control valve connected to the casing from above and from the bottom to the packer. The control valve consists of a housing with at least two hydraulically connected non-axial and one axial flow channels interconnected with the possibility of communication both with the reception of an electric submersible pump through the casing and with the well strata. A cut-off element is placed inside the axial flow passage with the possibility of communicating or cutting off the fluid flow from at least one formation by controlling from the surface of the well through a cable or automatically depending on the parameters of the fluid. Depending on the operating conditions of the well, the installation can be equipped with a centralizer and / or pipe disconnector (Patent RU No. 2380522 C1. Installation for simultaneous and separate research and operation of a multilayer well electric submersible pump (options). - IPC: Е21В 43/12, Е21В 47 / 12. - Published on January 27, 2010).

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины, содержащее спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб пакер, центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, установленный в муфте перекрестного течения потоков флюидов, соединенной с кожухом, образующим камеру смешения флюидов, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, и хвостовик, с одной стороны присоединенный к муфте перекрестного течения и сообщающийся через эксцентричные каналы с камерой смешения флюидов, а с другой сопряжен со стыковочным узлом, последний соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины. В центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющим возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель. В хвостовике размещен дополнительный регулировочный клапан. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телеметрии (Патент RU №2523590 C1. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Опубл. 20.07.2014). Данное устройство принято за прототип.The closest analogue of the claimed invention is a one-packer device for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well, containing a packer lowered into the casing on the tubing string, a centrifugal pump with a receiving module and an electric actuator, equipped with a casing, a control valve installed in the cross coupling the flow of fluid flows connected to a casing forming a fluid mixing chamber communicating on the one hand with the eccentric couplings of the coupling and on the other hand pump module, and the central channel with the upper borehole through the radial channels of the coupling, and a liner, on the one hand connected to the cross-flow coupling and communicating through the eccentric channels with the fluid mixing chamber, and on the other, interfaced with the docking unit, the latter connected to the fluid intake from the lower layer of the well. In the central channel of the coupling there is an electric fluid cut-off device that can be controlled from the surface of the well through an electric cable. An additional control valve is located in the shank. The control valves are equipped with sensor blocks of instrumentation and are connected to the telemetry unit (Patent RU No. 2523590 C1. Single-pack device for simultaneous and separate production of fluid from two layers of the well. - IPC: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Publ. 07/20/2014). This device is taken as a prototype.

Недостатком известных установок является низкая эффективность добычи флюида из двухпластовых скважин из-за сложности конструкции установок, снижающей надежность их работы.A disadvantage of the known installations is the low efficiency of fluid production from two-layer wells due to the complexity of the design of the plants, which reduces the reliability of their work.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет упрощения конструкции и повышения надежности работы установки.The main task, the solution of which the claimed invention is directed, is to increase the efficiency of well operation by simplifying the design and increasing the reliability of the installation.

Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надежности работы установки при эксплуатации скважин.The technical result is to simplify the design and increase the reliability of the installation during operation of wells.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной однопакерной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по первому варианту, содержащей спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины и установленный выше нижнего пласта, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, и стыковочный узел, сообщающийся через ствол пакера с заборщиком флюида из нижнего пласта, согласно предложенному техническому решению погружной электропривод центробежного насоса расположен выше верхнего пласта, а пакер выполнен с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, при этом стыковочный узел содержит телескопически сопрягаемые штуцер, установленный на стволе пакера, и ниппель, пристыкованный к хвостовику, последний присоединен к торцу электропривода центробежного насоса, соединенного со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а в стенке хвостовика выше датчиков телемеханической системы выполнены проточные отверстия, сообщающие надпакерное пространство с нижним пластом скважины, при этом хвостовик снабжен центратором, обеспечивающим сопряжение стыковочного узла, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.The specified technical result is achieved by the fact that, in the well-known single-packer for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, according to the first embodiment, a packer lowered into the casing pipe on the tubing string separates the upper and lower layers of the well and is installed above the lower reservoir, a centrifugal pump with a receiving module and a submersible electric drive connected to the power cable, an adjusting electrovalve, including a shank, in which the flux cut-off is placed ida with a locking saddle and sensors of the physical parameters of the fluid of the telemechanical system, with the possibility of either automatically controlling the control valve from the sensors of the telemechanical system, or manual control according to the readings of instrumentation on the surface of the well associated with sensors of the telemechanical system, and a docking unit communicating through the trunk packer with fluid intake from the lower reservoir, according to the proposed technical solution, the submersible electric drive of a centrifugal pump is located in above the upper layer, and the packer is made with two opposite anchor devices, while the docking unit contains a telescopically mating fitting mounted on the packer barrel, and a nipple docked to the shank, the latter being connected to the end of the centrifugal pump electric drive connected to the power cable control station hermetically passed through the wellhead fittings, flanges connected to the casing of the well, and in the wall of the liner above the sensors of the telemechanical system There are flow openings communicating the nadpakerny space with the lower wellbore, while the liner is equipped with a centralizer to interface the docking unit, and the telemechanical system includes a control panel on the surface of the well connected to the control valve by an electric communication cable hermetically passed through the wellhead fittings.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной однопакерной установке для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по второму варианту, содержащей спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне лифтовых труб пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным с силовым кабелем, регулировочный электроклапан, включающий отсекатель потока флюида с запорным седлом и датчики физических параметров флюида телемеханической системы, с возможностью либо автоматического управления регулировочным клапаном от датчиков телемеханической системы, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов на поверхности скважины, связанных с датчиками телемеханической системы, муфту перекрестного течения потоков флюида, сообщающуюся радиальными каналами с верхним пластом скважины, и хвостовик, согласно предложенному техническому решению, установка содержит скважинную камеру с эксцентричным проточным каналом, в которой размещен регулировочный клапан с датчиками телемеханической системы, установленный снаружи эксцентричного проточного канала камеры, соединенной, с одной стороны, муфтой с проточным каналом, сообщающим эксцентричный проточный канал камеры с полостью колонны лифтовых труб, и, с другой, муфтой, соединенной надпакерной трубой со стволом пакера и выполненной, по меньшей мере, с двумя эксцентричным проточными каналами, один из которых сообщает эксцентричный проточный канал камеры с выходом центробежного насоса через хвостовик и патрубок, сопряженный с центральным каналом муфты перекрестного течения и образующий со стволом пакера коаксиальный канал, сообщающийся с радиальными каналами муфты перекрестного течения, последняя присоединена к нижнему торцу ствола пакера, и подпакерную трубу, соединяющую центробежный насос с муфтой перекрестного течения, а другим эксцентричным проточным каналом муфта сообщает пространства выше и ниже пакера через запорное седло регулировочного клапана, коаксиальный канал и радиальные каналы муфты перекрестного течения, при этом пакер выполнен с кабельным вводом и опорным якорным устройством, и установлен в обсадной трубе скважины на уровне ниже верхнего пласта скважины, а погружной электропривод центробежного насоса расположен на уровне выше нижнего пласта скважины и соединен со станцией управления силовым кабелем, герметически пропущенным через устьевую арматуру, фланцами соединенную с обсадной трубой скважины, а телемеханическая система содержит панель управления на поверхности скважины, соединенную с регулировочным клапаном электрическим кабелем связи, герметически пропущенным через устьевую арматуру.The specified technical result is achieved by the fact that, in the well-known one-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, according to the second embodiment, the packer lowered into the casing pipe on the tubing lift, separating the upper and lower layers in the well, a centrifugal pump with a receiving module and a submersible electric actuator connected to the power cable, a control electrovalve comprising a fluid flow shut-off with a locking saddle and physical fluid sensors mechanical system, with the ability to either automatically control the control valve from the sensors of the telemechanical system, or manual control according to testimony on the surface of the well associated with the sensors of the telemechanical system, a cross flow fluid coupling communicating with the radial channels to the upper wellbore, and a liner , according to the proposed technical solution, the installation comprises a borehole chamber with an eccentric flow channel in which an alignment valve with sensors of the telemechanical system installed outside the eccentric flow channel of the chamber, connected, on the one hand, by a coupling with a flow channel communicating the eccentric flow channel of the chamber with the cavity of the column of elevator pipes, and, on the other, by a coupling connected by an over-packer pipe to the packer barrel and made with at least two eccentric flow channels, one of which communicates the eccentric flow channel of the chamber with the exit of the centrifugal pump through the shank and pipe, coupled with the central channel of the cross-flow coupling and forming a coaxial channel with the packer barrel communicating with the radial channels of the cross-flow coupling, the latter is connected to the lower end of the packer barrel, and the sub-packer pipe connecting the centrifugal pump to the cross-flow coupling, and the other eccentric flow channel communicates the spaces above and below the packer through the locking seat of the control valve, the coaxial channel and the radial channels of the cross-flow coupling, while the packer is made with cable the input and supporting anchor device, and installed in the casing of the well at a level below the upper layer of the well, and the submersible electric drive of the centrifugal pump is located above the lower layer of the well and connected to the control station of the power cable, hermetically passed through the wellhead, flanges connected to the casing well pipe, and the telemechanical system contains a control panel on the surface of the well, connected to the control valve by an electric communication cable, hermetically missed th through the wellhead.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, отсутствуют. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant has made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features that are identical to all the features of the claimed options for a single-packer unit for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well. Therefore, each of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками каждого заявляемого варианта технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками каждого из заявляемых вариантов технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из вариантов заявляемых технических решений соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototypes of each of the proposed options for technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of each of the claimed variants of technical solutions on the achievement of the specified technical result is not known. Therefore, each of the variants of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленные варианты технического решения могут быть использованы на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемые варианты технических решений соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions can be used in oil wells. Therefore, the claimed options for technical solutions meet the condition of patentability "industrial applicability".

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку варианты однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной предназначены для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение надежности работы установки при эксплуатации скважинIn the present application for the grant of a patent, the requirement of the unity of the invention is met, since variants of a one-packer installation for simultaneous-separate production of fluid from two reservoirs by one well are designed for simultaneous-separate oil production. The claimed technical solutions solve the same problem - improving the reliability of the installation during operation of wells

На фиг. 1 показана однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной с регулированием потока из верхнего пласта; на фиг. 2 - то же, с регулированием потока из нижнего пласта.In FIG. 1 shows a single-packer for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well with flow control from the upper reservoir; in FIG. 2 - the same, with flow control from the lower reservoir.

Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, по первому варианту, содержит спускаемые в обсадную трубу 1 скважины на колонне лифтовых труб 2 пакер 3 с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, установленный выше нижнего пласта I и разобщающий верхний пласт II и нижний пласт I скважины, центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, расположенным выше верхнего пласта II скважины и соединенным с силовым кабелем 7, регулировочный электроклапан (РЭК) 8, включающий хвостовик 9, в котором размещены отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11, и датчики физических параметров флюида телемеханической системы (ТМС) 12 с возможностью либо автоматического управления РЭК 8 по замерам датчиков ТМС 12, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов ТМС 12 на панели управления (ПУ), расположенной на поверхности скважины, а также стыковочный узел 13, сообщающийся через ствол пакера 3 с заборщиком 14 флюида из нижнего пласта I скважины. Стыковочный узел 13 содержит телескопически сопрягаемые штуцер 15, установленный на стволе пакера 3, и ниппель 16, пристыкованный к хвостовику 9, последний присоединен к торцу электропривода 6 центробежного насоса 4, соединенного со станцией управления (СУ) на поверхности скважины силовым кабелем 7, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17, фланцами 18 соединенную с обсадной трубой 1 скважины. В стенке хвостовика 9 выше датчиков ТМС 12 выполнены проточные отверстия 19, сообщающие надпакерное пространство 20 с подпакерным пространством 21 и нижним пластом I скважины. Хвостовик 9 снабжен центратором 22, обеспечивающим сопряжение ниппеля 16 со штуцером 15 стыковочного узла 13. ТМС 12 соединена с ПУ электрическим кабелем связи 23, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17 (Фиг. 1).The one-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, according to the first embodiment, comprises wells run down into the casing 1 on a string of elevator pipes 2 packer 3 with two opposite anchor devices installed above lower formation I and uncoupling upper formation II and the lower layer of the first well, a centrifugal pump 4 with a receiving module 5 and a submersible electric drive 6 located above the upper layer of the second well and connected to the power cable 7, an electric valve m (REC) 8, including a liner 9, in which a fluid cut-off device 10 with a locking seat 11 and physical parameters of the fluid of the telemechanical system (TMS) 12 with the possibility of either automatic control of the REC 8 by measuring sensors of the TMS 12, or manual control by the testimony of the instrumentation TMS 12 on the control panel (PU) located on the surface of the well, as well as the docking unit 13, communicating through the barrel of the packer 3 with the intake 14 of the fluid from the lower layer I of the well. The docking unit 13 contains a telescopically mating fitting 15 mounted on the packer barrel 3, and a nipple 16, docked to the shank 9, the latter is connected to the end face of the electric drive 6 of the centrifugal pump 4, connected to the control station (SU) on the surface of the well with a power cable 7, hermetically missed through wellhead 17, flanges 18 connected to the casing 1 of the well. In the wall of the shank 9 above the TMC sensors 12, flow openings 19 are made, communicating the over-packer space 20 with the under-packer space 21 and the lower formation I of the well. The shank 9 is equipped with a centralizer 22, which provides coupling of the nipple 16 with the fitting 15 of the docking unit 13. TMS 12 is connected to the control unit by an electric communication cable 23, hermetically passed through the wellhead 17 (Fig. 1).

По второму варианту, однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной содержит спускаемые в обсадную трубу 1 скважины на колонне лифтовых труб 2 пакер 24 с кабельным вводом и опорным якорным устройством, установленный в обсадной трубе 1 скважины на уровне ниже верхнего пласта I скважины, разобщающий скважину с нижним пластом II, центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, скважинную камеру 25 с эксцентричным проточным каналом 26, в которой снаружи эксцентричного проточного канала 26 размещен РЭК 8, включающий отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11 и ТМС 12, с возможностью либо автоматического управления РЭК 8 по замерам датчиков ТМС 12, либо ручного управления по показаниям контрольно-измерительных приборов ТМС 12 на ПУ, а также муфту 27 перекрестного течения потоков флюида, сообщающаяся радиальными каналами 28 с верхним пластом I скважины. Скважинная камера 25 соединена, с одной стороны, муфтой 29 с проточным каналом, сообщающим эксцентричный проточный канал 26 камеры 25 с полостью колонны лифтовых труб 2, и, с другой, муфтой 30, по меньшей мере, с двумя эксцентричными проточными каналами 31 и 32, соединенной с пакером 24 надпакерной трубой 33. Эксцентричный проточный канал 31 сообщает проточный канал 26 камеры 25 с выходом центробежного насоса 4 через патрубок 34, сопряженный с центральным каналом муфты 27 перекрестного течения, установленной снизу пакера, и хвостовик 35, присоединенный к центральному каналу снизу муфты 27 перекрестного течения, и полость подпакерной трубы 36, соединяющей центробежный насос 4 с муфтой 27 перекрестного течения. Патрубок 34 образует с надпакерной трубой 33 и стволом пакера 24 коаксиальный канал 37, сообщающийся с радиальными каналами 28 муфты 27 перекрестного течения. Эксцентричным проточным каналом 32 муфта 30 сообщает надпакерное пространство 20 с подпакерным пространством 21 скважины через запорное седло 11 РЭК 8, коаксиальный канал 37 и радиальные каналы 28 муфты 27 перекрестного течения. Погружной электропривод 6 центробежного насоса 4 расположен на уровне выше нижнего пласта II скважины и соединен с СУ силовым кабелем 7, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17, фланцами 18 соединенную с обсадной трубой 1 скважины. ТМС 12 РЭК 8 соединена с ПУ электрическим кабелем связи 23, герметически пропущенным через устьевую арматуру 17 (Фиг. 2).According to the second option, a one-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well contains wells run down into the casing 1 on the string of pipes 2, a packer 24 with a cable entry and an anchor device installed in the casing 1 of the well at a level below the upper formation I of the well, separating the well with the lower reservoir II, a centrifugal pump 4 with a receiving module 5 and a submersible electric drive 6 connected to the power cable 7, the borehole chamber 25 with an eccentric flow channel 26, in which on the outside of the eccentric flow channel 26, a REC 8 is placed, including a fluid flow cut-off 10 with a locking saddle 11 and TMS 12, with the possibility of either automatically controlling the REC 8 according to the measurements of the TMS 12 sensors, or manual control according to the readings of the TMS 12 instrumentation on the control panel, and also the coupling 27 of the cross-flow of fluid flows, communicating radial channels 28 with the upper layer I of the well. The downhole chamber 25 is connected, on the one hand, by a sleeve 29 with a flow channel communicating an eccentric flow channel 26 of the chamber 25 with a cavity of the column of elevator pipes 2, and, on the other hand, by a sleeve 30, with at least two eccentric flow channels 31 and 32, connected to the packer 24 by an overpacker pipe 33. The eccentric flow channel 31 communicates the flow channel 26 of the chamber 25 with the output of the centrifugal pump 4 through a pipe 34 connected to the central channel of the cross-flow coupling 27 installed at the bottom of the packer and a shank 35 connected to the prices to the bottom channel of the cross-flow coupling 27, and the cavity of the under-packer pipe 36 connecting the centrifugal pump 4 to the cross-flow coupling 27. The pipe 34 forms with an overpacker pipe 33 and a packer barrel 24 a coaxial channel 37 communicating with the radial channels 28 of the cross-flow coupling 27. With the eccentric flow channel 32, the coupling 30 communicates the over-packer space 20 with the under-packer space 21 of the well through the locking seat 11 of REC 8, the coaxial channel 37 and the radial channels 28 of the cross-flow coupling 27. Submersible electric drive 6 of the centrifugal pump 4 is located at a level above the lower layer of the II well and is connected to the SU by a power cable 7, hermetically passed through the wellhead 17, flanges 18 connected to the casing 1 of the well. TMS 12 REC 8 is connected to the PU electric communication cable 23, hermetically passed through the wellhead 17 (Fig. 2).

Однопакерные установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной работают следующим образом.Single-pack installations for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well work as follows.

По первому варианту однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, сначала на колонне лифтовых труб 2 в обсадную трубу 1 спускают пакер 3, смонтированный снизу с заборщиком 14 флюида из нижнего пласта II и штуцером 15 стыковочного узла 13 сверху. Пакер 3 устанавливают выше нижнего пласта I, разобщая тем самым верхний пласт II и нижний пласт I скважины, и закрепляют его двумя якорными устройствами противоположно направленного действия. Затем в обсадную трубу 1 на колонне лифтовых труб 2 спускают смонтированные центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, и РЭК 8 с хвостовиком 9, в котором размещены отсекатель 10 потока флюида с запорным седлом 11, и датчики ТМС 12, соединенные с электрическим кабелем связи 23, и ниппелем 16 на конце хвостовика 9, до полного герметичного сопряжения ниппеля 16 со штуцером 15 стыковочного узла 13 с помощью центратора 22. Применение стыковочного узла 13 с телескопически сопрягаемыми штуцером 15 и ниппелем 16 позволяет быстро сменять в скважине центробежный насос 4 с РЭК 8. Силовой кабель 7 и электрический кабель связи 23 герметически пропускают через устьевую арматуру 17, последнюю герметически соединяют фланцами 18 с обсадной трубой 1 скважины. После монтажа с СУ по силовому кабелю 7 включают электропитание погружному электроприводу 6 центробежного насоса 4, а с ПУ - по электрическому кабелю связи 23 через ТМС 12 на РЭК 8. Флюид из нижнего пласта II через подпакерное пространство 21 засасывается заборщиком 14 и через ствол пакера 3 и стыковочный узел 13 перетекает через открытое отсекателем 10 РЭК 8 запорное седло 11 в надпакерное пространство 20, омывая датчики ТМС 12. По данным замера датчиками ТМС 12, например, давления Р, дебита Q, температуры Т, влагосодержания R и других физических параметров флюида нижнего пласта II, возможно либо автоматическое регулирование потока флюида РЭК 8 непосредственно от датчиков ТМС 12, либо ручного управления с ПУ на поверхности скважины по показаниям контрольно-измерительных приборов, связанных с датчиками ТМС 12 электрическим кабелем связи 23. Одновременно в надпакерное пространство 20 поступает флюид из верхнего пласта I, где флюиды из нижнего пласта II и верхнего пласта I скважины смешиваются. Образовавшаяся смесь флюидов омывает электропривод 6 центробежного насоса 4, тем самым охлаждает его, затем засасывается приемным модулем 5 и центробежным насосом 4 с помощью электропривода 6 под давлением поднимается по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.According to the first variant of a single-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, first on the column of elevator pipes 2, a packer 3 is lowered into the casing 1 mounted on the bottom with the fluid intake 14 from the lower formation II and the fitting 15 of the docking unit 13 from above. The packer 3 is installed above the lower layer I, thereby separating the upper layer II and the lower layer I of the well, and fix it with two anchor devices of the opposite direction. Then, the mounted centrifugal pump 4 with the receiving module 5 and the submersible electric drive 6 connected to the power cable 7 and the REC 8 with the shank 9, in which the fluid flow cut-off 10 with the locking saddle 11 are placed, are lowered into the casing 1 on the string of elevator pipes 2; and TMS sensors 12 connected to an electric communication cable 23 and a nipple 16 at the end of the shank 9, until the nipple 16 is completely sealed to the fitting 15 of the docking assembly 13 using a centralizer 22. The use of the docking assembly 13 with a telescopically mated fitting 15 pelem 16 allows fast change in the well with the centrifugal pump 4 REC 8. The power cable 7 and an electric connection cable 23 tightly passed through wellhead 17, the latter hermetically connect the flanges 18 to the casing 1 of the well. After installation with the control system via the power cable 7, the power is supplied to the submersible electric drive 6 of the centrifugal pump 4, and with the control system - via the electric communication cable 23 through the TMC 12 to the REC 8. The fluid from the lower reservoir II is sucked in by the intake 14 through the packer space 21 and through the packer barrel 3 and the docking unit 13 flows through the locking seat 11 opened by the cutter 10 of REC 8 into the overpack space 20, washing the TMS sensors 12. According to the measurements by the TMS sensors 12, for example, pressure P, flow rate Q, temperature T, moisture content R and other physical parameters the fluid of the lower reservoir II, it is possible either to automatically control the flow of fluid REC 8 directly from the sensors TMS 12, or manual control with PU on the surface of the well according to the test instruments associated with the sensors TMS 12 with an electric communication cable 23. Simultaneously, the overpacker space 20 enters fluid from the upper formation I, where the fluids from the lower formation II and the upper formation I of the well are mixed. The resulting fluid mixture washes the electric drive 6 of the centrifugal pump 4, thereby cools it, then it is sucked in by the receiving module 5 and the centrifugal pump 4 with the help of the electric drive 6 rises under pressure along the string of lift pipes 2 to the surface of the well.

По второму варианту однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной, в обсадную трубу 1 на колонне лифтовых труб 2 спускают смонтированные на поверхности скважины центробежный насос 4 с приемным модулем 5 и погружным электроприводом 6, соединенным с силовым кабелем 7, подпакерной трубой 36, муфтой перекрестного течения 27 с хвостовиком 35, пакером 24 с кабельным вводом и опорным якорным устройством, скважинной проточной камерой 25 с проточным каналом 26, муфтой 30, выполненной, по меньшей мере, с двумя эксцентричными проточными каналами 31 и 32, соединенной с пакером 24 надпакерной трубой 33, и патрубком 34, сопряженным с эксцентричным проточным каналом 31 муфты 30 и с центральным каналом муфты перекрестного течения 27, и пропущенным через ствол пакера 24, и муфтой 29, сопряженной с колонной лифтовых труб 2, и РЭК 8, установленный снаружи проточного канала 26 и соединенный ТМС 12 с электрическим кабелем связи 23, таким образом, чтобы погружной электропривод 6 центробежного насоса 4 был расположен в обсадной трубе 1 скважины на уровне выше нижнего пласта II, а пакер 24 - на уровне ниже верхнего пласта I скважины. Силовой кабель 7 и электрический кабель связи 23 герметически пропускают через устьевую арматуру 17, последнюю герметически соединяют фланцами 18 с обсадной трубой 1 скважины. После монтажа с СУ по силовому кабелю 7 включают электропитание погружному электроприводу 6 центробежного насоса 4, а с ПУ - по электрическому кабелю связи 23 через ТМС 12 на РЭК 8. Флюид из верхнего пласта I через надпакерное пространство 20, омывая датчики ТМС 12, засасывается в открытое отсекателем 10 РЭК 8 запорное седло 11 и эксцентричный канал 32 двухканальной проточной муфты 30 в коаксиальный канал 37, из которого флюид верхнего пласта I поступает через радиальные каналы 28 муфты перекрестного течения 27 в подпакерное пространство 21 скважины. По данным замера датчиками ТМС 12, например, давления Р, дебита Q, температуры Т, влагосодержания R и других физических параметров флюида верхнего пласта I, возможно либо автоматическое регулирование потока флюида РЭК 8 непосредственно от датчиков ТМС 12, либо ручного управления с ПУ на поверхности скважины по показаниям контрольно-измерительных приборов, связанных с датчиками ТМС 12 электрическим кабелем связи 23. Одновременно в подпакерное пространство 21 поступает флюид из нижнего пласта II и омывает электропривод 6 центробежного насоса 4, тем самым охлаждает его, затем флюиды из верхнего пласта I и нижнего пласта II скважины смешиваются в подпакерном пространстве 21. Образовавшаяся смесь флюидов засасывается приемным модулем 5 и центробежным насосом 4 под давлением поднимается через полость подпакерной трубы 36, хвостовик 35, центральный канал муфты перекрестного течения 27 и патрубок 34, поступает через эксцентричный проточный канал 31 муфты 30 в проточный канал 26 скважинной камеры 25, затем через муфту 29 поднимается по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.According to the second variant of a one-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, a centrifugal pump 4 mounted on the surface of the well 4 with a receiving module 5 and a submersible electric drive 6 connected to the power cable 7, sub-packer, is lowered into the casing 1 on the string of lift pipes 2 a pipe 36, a cross-flow coupling 27 with a shank 35, a packer 24 with a cable entry and an anchor device, a downhole flow chamber 25 with a flow channel 26, a coupling 30 made of at least two I have eccentric flow channels 31 and 32 connected to the packer 24 by an overpacker pipe 33 and a pipe 34 coupled to an eccentric flow channel 31 of the sleeve 30 and to the central channel of the cross-flow sleeve 27 and passed through the barrel of the packer 24 and the sleeve 29 coupled to a column of elevator pipes 2, and REC 8, installed outside the flow channel 26 and connected by TMS 12 with an electric communication cable 23, so that the submersible electric drive 6 of the centrifugal pump 4 is located in the casing 1 of the well above the lower layer II, and the packer 24 - at the level below the upper layer I wells. The power cable 7 and the electric communication cable 23 are hermetically passed through the wellhead 17, the latter being hermetically connected by the flanges 18 to the casing 1 of the well. After installation, the power supply to the submersible electric drive 6 of the centrifugal pump 4 is turned on with the control system via the power cable 7, and the control cable is connected to the electric communication cable 23 through the TMS 12 to the REC 8. The fluid from the upper reservoir I through the packer space 20, washing the TMS sensors 12, is sucked into the shut-off seat 11 opened by the REC 10 shut-off device 10 and the eccentric channel 32 of the two-channel flow coupler 30 into the coaxial channel 37, from which the fluid of the upper formation I enters through the radial channels 28 of the cross-flow coupling 27 into the under-hole space 21 of the well. According to the measurements by the TMS 12 sensors, for example, pressure P, flow rate Q, temperature T, moisture content R and other physical parameters of the upper formation fluid I, either automatic control of the REC 8 fluid flow directly from the TMS 12 sensors or manual control with PU on the surface is possible wells according to the testimony of instrumentation associated with the TMS sensors 12 with an electric communication cable 23. Simultaneously, a fluid from the lower reservoir II enters the under-packer space 21 and washes the electric drive 6 of the centrifugal pump 4, cools it, then the fluids from the upper formation I and lower formation II of the well are mixed in the under-packer space 21. The resulting fluid mixture is sucked in by the receiving module 5 and the centrifugal pump 4 rises under pressure through the cavity of the under-packer pipe 36, the liner 35, the central channel of the cross-flow coupling 27 and the pipe 34, enters through the eccentric flow channel 31 of the sleeve 30 into the flow channel 26 of the borehole chamber 25, then through the sleeve 29 rises along the string of lift pipes 2 to the surface of the well.

Использование предложенных вариантов однопакерной установки для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной позволит значительно повысить эффективность эксплуатации скважин за счет регулирования потока флюида из одного пласта. Предлагаемая технология одновременно-раздельной добычи флюида соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.Using the proposed options for a one-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well will significantly improve the efficiency of well operation by regulating the flow of fluid from one reservoir. The proposed technology for simultaneous and separate fluid production complies with the requirements of the Rules for the Protection of Subsurface Resources approved by Resolution No. 71 of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation dated June 06, 2003.

Claims

1. Single-packer unit for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, containing a packer lowered into the casing pipe on the tubing string, uncoupling the upper and lower layers of the well and installed above the lower formation, a centrifugal pump with a receiving module and a submersible electric drive connected with power cable, control electrovalve, including a shank, in which the fluid flow cut-off with a locking saddle and physical parameters of the fluid of the telemechanical system are placed s, with the ability to either automatically control the control valve from the sensors of the telemechanical system, or manually control according to the test instruments on the surface of the well associated with the sensors of the telemechanical system, and a docking unit communicating through the barrel of the packer with a fluid intake from the lower reservoir, characterized in that the submersible electric centrifugal pump is located above the upper layer, and the packer is made with two anchor devices of the opposite direction, p At the same time, the docking unit contains a telescopically mating fitting mounted on the packer barrel, and a nipple docked to the liner, the latter being connected to the end face of the centrifugal pump electric drive connected to the power cable control station, hermetically passed through the wellhead fittings, flanges connected to the well casing, and flow holes are made in the wall of the liner above the sensors of the telemechanical system, communicating the over-packer space with the lower wellbore, while the liner is sn It is loaded with a centralizer, which provides interfacing to the docking unit, and the telemechanical system contains a control panel on the surface of the well connected to the control valve by an electric communication cable hermetically passed through the wellhead fittings.

2. One-packer installation for simultaneous and separate production of fluid from two reservoirs by one well, containing a packer lowered into the casing pipe on the tubing string, separating the upper and lower reservoirs in the well, a centrifugal pump with a receiving module and a submersible electric drive connected to the power cable, control electrovalve, which includes a fluid cut-off valve with a locking seat and sensors of physical parameters of the fluid of the telemechanical system, with the possibility of automatic control of the valve from the sensors of the telemechanical system, or manual control according to the test instruments on the surface of the well, associated with the sensors of the telemechanical system, the coupling of the cross flow of fluid flows, communicating radial channels with the upper layer of the well, and the shank, characterized in that the installation contains a borehole chamber with an eccentric flow channel, in which a control valve with sensors of the telemechanical system is located, installed outside the eccentric flow channel the chamber anal, connected, on the one hand, by a sleeve with a flow channel communicating the eccentric flow channel of the camera with the cavity of the lift pipe string, and, on the other hand, by a sleeve connected by an over-packer pipe to the packer barrel and made with at least two eccentric flow channels of which the eccentric flow channel of the chamber communicates with the outlet of the centrifugal pump through the shank and pipe, interfaced with the central channel of the cross-flow coupling and forming a coaxial channel with the packer barrel, communicating Combined with radial channels of the cross-flow coupling, the latter is connected to the lower end of the packer barrel, and a sub-packer pipe connecting the centrifugal pump to the cross-flow coupling, and the other eccentric flow channel, the coupling communicates the spaces above and below the packer through the shut-off valve seat of the control valve, the coaxial channel and the radial cross-flow coupling channels, wherein the packer is made with cable entry and supporting anchor device, and is installed in the casing of the well at a level below the upper formation wells, and the submersible electric drive of the centrifugal pump is located above the lower layer of the well and is connected to the control station of the power cable, hermetically passed through the wellhead fittings, flanges connected to the casing of the well, and the telemechanical system contains a control panel on the surface of the well, connected to the control valve by an electric communication cable hermetically passed through wellhead fittings.