RU2620824C1 - Device for sequential oil and water sampling from well - Google Patents

Device for sequential oil and water sampling from well Download PDF

Info

Publication number
RU2620824C1
RU2620824C1 RU2015155114A RU2015155114A RU2620824C1 RU 2620824 C1 RU2620824 C1 RU 2620824C1 RU 2015155114 A RU2015155114 A RU 2015155114A RU 2015155114 A RU2015155114 A RU 2015155114A RU 2620824 C1 RU2620824 C1 RU 2620824C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
spring
float
water
well
Prior art date
Application number
RU2015155114A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Мурад Давлетович Валеев
Руслан Маликович Ахметзянов
Марсель Азатович Багаутдинов
Андрей Владимирович Майер
Валерий Анатольевич Костилевский
Олег Николаевич Фокин
Нурди Джамалайлович Булчаев
Вадим Андреевич Купавых
Original Assignee
Мурад Давлетович Валеев
Руслан Маликович Ахметзянов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Мурад Давлетович Валеев, Руслан Маликович Ахметзянов filed Critical Мурад Давлетович Валеев
Priority to RU2015155114A priority Critical patent/RU2620824C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2620824C1 publication Critical patent/RU2620824C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E21B34/085—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained with time-delay systems, e.g. hydraulic impedance mechanisms
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: device includes a ran-in-hole electric centrifugal pump with a bottom-plugged inlet pipe branch passing through the packer which separates the upper and lower reservoir layers and has a hole for the exit of the lower layer products into the above-packer space and openings for intaking segregated oil and water of the lower layer through the inlet pipe branch, upper and lower floats of intermediate density with mounting seats located in front of the inlet openings, bottom-hole apparatus moved down inside the inlet pipe branch and connected to the telemetery system of submersible electric motor via a cable. There in the cylinder a spring-loaded piston with a lower rod designed to enter the mounting seat of the float is located above the mounting seat of the intermediate density float. A spring-loaded check valve is installed in the lower part of the inlet pipe branch. Moreover, the elasticity of the piston spring above the float exceeds the elasticity of the check valve spring.
EFFECT: increased reliability of sequential oil and water sampling from well for separate recording of the reservoir layer products in dual well operation.
3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). При одновременно-раздельной добыче нефти необходимы раздельный учет и контроль продукции каждого продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate oil production from two reservoirs by installations of electric centrifugal pumps (ESP). With simultaneous and separate oil production, separate accounting and control of the production of each reservoir are necessary.

Известно, что для контроля за работой УЭЦН и измерения давления на приеме насоса применяются телеметрические системы (ТМС), устанавливаемые снизу погружного электродвигателя (ПЭД) и передающие информацию на поверхность через силовой кабель установки /1/. Снизу к блоку ТМС может подсоединяться глубинный прибор с передачей информации (давление на приеме нижней секции рабочих колес, дебит нижнего пласта, влагосодержание продукции) на поверхность через ТМС по силовому кабелю УЭЦН. Применение ТМС не позволяет получать и передавать полную информацию на поверхность при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов. Прежде всего, это касается раздельного замера дебитов пластов и обводненности продукции.It is known that to monitor the operation of the ESP and to measure the pressure at the pump inlet, telemetry systems (TMS) are used, installed on the bottom of the submersible electric motor (SEM) and transmitting information to the surface through the power cable of the unit / 1 /. From the bottom, a depth device can be connected to the TMS unit with the transmission of information (pressure at the reception of the lower section of the impellers, flow rate of the lower layer, moisture content of the product) to the surface through the TMS via the ESP power cable. The use of TMS does not allow receiving and transmitting complete information to the surface during simultaneous and separate oil production from two layers. First of all, this concerns the separate measurement of production rates and water cuts.

Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится с помощью приемного патрубка насоса, проходящего через пакер /2/. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройства является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.For simultaneous and separate well operation (ORE) with ESP, installations are used in which the selection of the bottom formation products is performed using the pump inlet pipe passing through the packer / 2 /. The receiving pipe has a telescopic connector to prevent loads on the pump housing when the packer is planted and equipment is in operation. The disadvantage of the operation of the device is the lack of the possibility of separate accounting for the production of layers.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти /3/. Для раздельного учета добычи нефти производится перекрытие проходного сечения приемного патрубка установки запорным органом, приводимым в движение сжатым газом, поступающим по трубке малого диаметра с дневной поверхности. После перекрытия патрубка производят остановку УЭЦН и запись кривой восстановления давления верхнего пласта. Дебит верхнего пласта определяют расчетным путем измерением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины.Known borehole pumping unit for simultaneous and separate oil production / 3 /. For separate accounting of oil production, the passage section of the installation inlet is blocked by a shut-off body, driven by compressed gas supplied through a small-diameter pipe from the day surface. After the pipe is shut off, the ESP is stopped and the pressure recovery curve of the upper reservoir is recorded. The flow rate of the upper reservoir is determined by calculation by measuring the dynamic level of fluid in the annulus immediately after stopping the well.

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

Известно устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /4/. Раздельный учет продукции двух пластов производится перекрытием приемного патрубка насоса или затрубного пространства с помощью пакеров, в которые подается сжатый газ по трубке малого диаметра с устья скважины. В период перекрытия производится замер продукции работающего пласта.A device for separate measurement of products at the same time-separate operation of the well, equipped with an electric centrifugal pump / 4 /. Separate accounting of the production of two layers is done by blocking the pump inlet or the annulus with the help of packers, into which compressed gas is supplied through a small diameter pipe from the wellhead. During the overlap period, production of the working formation is measured.

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

Наиболее близким к предлагаемому является устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /5/. Оно включает электроцентробежный насос с приемным патрубком, проходящим через пакер. Приемный патрубок в верхней и нижней частях имеет отверстия для входа соответственно нефти и воды и поплавки промежуточной плотности, расположенные перед этими отверстиями. В верхней части приемный патрубок имеет отверстия для выхода жидкости в надпакерное пространство скважины. Переключение потоков нефти и воды осуществляется с помощью подпружиненного снизу сферического элемента в периоды возрастания давлений при перекрытии входных отверстий для жидкостей поплавками промежуточной плотности.Closest to the proposed is a device for sequential extraction of oil and water from a well equipped with an electric centrifugal pump / 5 /. It includes an electric centrifugal pump with a suction pipe passing through the packer. The receiving pipe in the upper and lower parts has openings for the entrance of oil and water, respectively, and floats of intermediate density located in front of these holes. In the upper part, the receiving pipe has openings for the exit of fluid into the above-packer space of the well. Oil and water flows are switched using a spherical element spring-loaded from below during periods of increasing pressure when the inlet openings for liquids are blocked by floats of intermediate density.

Устройство обладает недостатком, состоящим в ненадежности работы подпружиненного сферического элемента при переключении потоков нефти и воды. Даже небольшое горизонтальное перемещение этого элемента может открыть доступ той или иной жидкости в приемный патрубок насоса до фиксации его в другом крайнем положении. Иными словами, сферический элемент может принять промежуточное положение, при котором в приемный патрубок будут поступать как нефть, так и вода.The device has a drawback consisting in the unreliability of the operation of a spring-loaded spherical element when switching oil and water flows. Even a slight horizontal movement of this element can open access of a particular fluid to the pump inlet pipe until it is locked in another extreme position. In other words, the spherical element can take an intermediate position in which both oil and water will enter the inlet pipe.

Технической задачей предлагаемого решения является применение и повышение надежности последовательного отбора нефти и воды из скважины для раздельного учета продукции пластов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.The technical task of the proposed solution is to use and increase the reliability of the sequential selection of oil and water from the well for separate accounting of formation products during simultaneous and separate operation of the well.

Поставленная техническая задача решается тем, что в известном устройстве, включающем спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем, согласно изобретению в цилиндре над посадочным седлом верхнего поплавка промежуточной плотности расположен подпружиненный поршень с нижним штоком, выполненным с возможностью входа в посадочное седло поплавка, а в нижней части приемного патрубка установлен подпружиненный обратный клапан, причем упругость пружины поршня над верхним поплавком превышает упругость пружины обратного клапана.The stated technical problem is solved in that in a known device including an electric centrifugal pump lowered into the well with a receiving pipe plugged from below passing through a packer separating the upper and lower layers and having openings for the output of the lower formation into the overpacker space and openings for the entrance of the stratified oil and water of the lower layer into the receiving pipe, upper and lower floats of intermediate density with landing saddles located in front of the inlets, downhole device, spu which is connected inside the receiving branch pipe and connected to the telemetry system of the submersible electric motor by a cable, according to the invention, a spring-loaded piston with a lower rod arranged to enter the landing seat of the float is located in the cylinder above the landing seat of the upper float of intermediate density, and a spring-loaded check valve is installed at the bottom of the receiving branch moreover, the elasticity of the piston spring above the upper float exceeds the elasticity of the check valve spring.

На рис. 1 и 2 показаны схемы последовательной откачки нефти и воды из скважины. В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен погружной электроцентробежный насос 3. К нижней части насоса прикреплен приемный патрубок 4, опущенный до забоя скважины и проходящий через пакер 5, разделяющий нижний 6 и верхний 7 продуктивные пласты. В верхней части приемного патрубка 4 выполнены отверстия 8 для выхода продукции пласта 6 в надпакерное пространство скважины.In fig. 1 and 2 are diagrams of sequential pumping of oil and water from a well. A submersible electric centrifugal pump 3 was lowered into the well 1 on the tubing string 2. A receiving nozzle 4 was attached to the bottom of the pump, lowered to the bottom of the well and passing through the packer 5, separating the lower 6 and upper 7 productive formations. In the upper part of the receiving pipe 4, holes 8 are made for the output of the formation 6 into the overpacker space of the well.

В верхней части приемного патрубка 4 под пакером 5 размещен цилиндр 9, внутри которого расположены поршень 10 со штоком 11. Поршень 10 снизу поджат пружиной 12, которая опирается на перегородку 13 в цилиндре 9 с центральным отверстием. Цилиндр 9 ниже перегородки выполнен перфорированным с расположенным внутри сферическим поплавком 14, плотность материала которого меньше плотности пластовой воды, но больше плотности добываемой нефти. Диаметр центрального отверстия перегородки 13 меньше диаметра сферического поплавка 14. Над перегородкой 13 в цилиндре 9 и в приемном патрубке 4 выполнено совмещенное отверстие 15.In the upper part of the receiving pipe 4, under the packer 5, a cylinder 9 is placed, inside of which a piston 10 with a rod 11 is located. The piston 10 is pressed from below by a spring 12, which rests on a partition 13 in the cylinder 9 with a central hole. The cylinder 9 below the partition is perforated with a spherical float 14 located inside, the density of the material of which is less than the density of produced water, but higher than the density of the produced oil. The diameter of the Central hole of the partition 13 is less than the diameter of the spherical float 14. Above the partition 13 in the cylinder 9 and in the receiving pipe 4, a combined hole 15 is made.

В нижней части приемного патрубка 4 расположен цилиндр 16 с перегородкой 17, в котором выполнено центральное отверстие. Над перегородкой 17 цилиндр 16 выполнен перфорированным и внутри цилиндра над перегородкой 17 размещен сферический поплавок 18 из материала, аналогичного поплавку 14. В цилиндре 16 под перегородкой 17 и в приемном патрубке 4 выполнено совмещенное окно 19. Диаметр отверстия в перегородке 17 меньше диаметра сферического поплавка 18. Внутри нижней части приемного патрубка 4 выполнена перегородка 20 с центральным отверстием. Над перегородкой 20 установлен перфорированный цилиндр 21, внутри которого размещен запорный сферический клапан 22, сверху поджатый пружиной 23. Диаметр клапана 22 превышает диаметр центрального отверстия перегородки 20. Упругость пружины 12 превышает упругость пружины 23.In the lower part of the receiving pipe 4 is a cylinder 16 with a partition 17, in which a central hole is made. Above the baffle 17, the cylinder 16 is perforated and inside the cylinder above the baffle 17 a spherical float 18 is made of material similar to the float 14. A combined window 19 is made in the cylinder 16 under the baffle 17 and in the receiving pipe 4. The diameter of the hole in the baffle 17 is smaller than the diameter of the spherical float 18 Inside the lower part of the receiving pipe 4, a partition 20 is made with a central hole. A perforated cylinder 21 is installed above the baffle 20, inside of which there is a spherical shut-off valve 22, preloaded by a spring 23. The diameter of the valve 22 exceeds the diameter of the central opening of the baffle 20. The elasticity of the spring 12 exceeds the elasticity of the spring 23.

В верхнюю часть хвостовика спущен глубинный прибор 24, соединенный кабелем 25 с телеметрической системой (не показана) установки электроцентробежного насоса 3, передающей информацию по обводненности продукции пласта 6, а также другим параметрам на поверхность.In the upper part of the shank, a downhole tool 24 is connected, connected by a cable 25 to a telemetry system (not shown) of the installation of an electric centrifugal pump 3, which transmits information on the water cut of the formation 6, as well as other parameters to the surface.

На забое обводненной скважины, как правило, присутствует столб пластовой воды, в котором нефтяная фаза, поступившая из пласта, всплывает каплями. Если не отбирать жидкость из подпакерного пространства между эксплуатационной колонной скважины и приемным патрубком 4, то нефтяная фаза будет накапливаться в нем и уровень раздела фаз «нефть-вода» будет снижаться вплоть до низа приемного патрубка 4.As a rule, there is a column of produced water at the bottom of a watered well in which the oil phase coming from the formation floats in drops. If you do not take fluid from the sub-packer space between the production casing of the well and the receiving pipe 4, then the oil phase will accumulate in it and the oil-water phase separation level will decrease down to the bottom of the receiving pipe 4.

Если после этого открыть выход нефти в приемный патрубок 4 через его верхнее отверстие 15, то она будет откачиваться насосом 3, а уровень раздела фаз «нефть-вода» между приемным патрубком 4 и скважиной 1 будет уже повышаться.If after that, open the oil outlet to the receiving pipe 4 through its upper hole 15, then it will be pumped out by the pump 3, and the level of the oil-water phase separation between the receiving pipe 4 and the well 1 will already increase.

На рис. 1 показан период отбора нефти через отверстие 15. Уровень раздела фаз при этом повышается. Поплавок 14 в нефтяной фазе с меньшей плотностью опустится вниз и займет положение, показанное на рис. 1.In fig. 1 shows the period of oil extraction through the hole 15. The level of phase separation increases. The float 14 in the oil phase with a lower density drops down and takes the position shown in Fig. one.

Пружина 12 удерживает поршень 10 в крайнем верхнем положении в цилиндре 9. Клапан 22 прижат пружиной 23 к отверстию в перегородке 20. Пружина 23 выбирается с расчетом, чтобы давление снаружи приемного патрубка 4 превышало, к примеру, на 0,05…0,1 МПа давление над клапаном 22 внутри приемного патрубка.The spring 12 holds the piston 10 in its highest position in the cylinder 9. The valve 22 is pressed by a spring 23 to the hole in the baffle 20. The spring 23 is selected so that the pressure outside the receiving pipe 4 exceeds, for example, by 0.05 ... 0.1 MPa pressure above the valve 22 inside the inlet pipe.

В период откачки нефтяной фазы поплавок 18, будучи в водной фазе с большей плотностью, всплывает и принимает положение, показанное на рис. 1.During the pumping phase of the oil phase, the float 18, being in the aqueous phase with a higher density, floats and takes the position shown in Fig. one.

По достижении межфазным уровнем раздела «нефть-вода» нижней части цилиндра 9 поплавок 14 всплывет в воде с большей плотностью и перекроет собой отверстие в перегородке 13, закрывая для нефти доступ внутрь приемного патрубка 4 через отверстие 15.Upon reaching the bottom of the cylinder 9 by the interphase level of the oil-water interface, the float 14 will float in the water with a higher density and block the hole in the partition 13, blocking access to the oil inlet 4 through the hole 15.

Откачка жидкости насосом 3 из полости приемного патрубка 4 и поступление продукции на пласт 6 будут поднимать давление снаружи приемного патрубка 4. Повышенное давление будет прижимать поплавок 14 к отверстию перегородки 13. При достижении повышения давления порядка 0,05…0,1 МПа клапан 22 преодолеет действие пружины 23, оторвется от отверстия перегородки 20 и откроет переток жидкости внутрь приемного патрубка 4.Pumping liquid by the pump 3 from the cavity of the receiving pipe 4 and the flow of products to the reservoir 6 will increase the pressure outside the receiving pipe 4. The increased pressure will press the float 14 to the opening of the baffle 13. When a pressure increase of the order of 0.05 ... 0.1 MPa is reached, valve 22 will overcome the action of the spring 23 will come off the opening of the partition 20 and open the flow of fluid inside the receiving pipe 4.

Далее начнется цикл откачки воды (рис. 2). Межфазный уровень «нефть-вода» начнет перемещаться вниз из-за накопления всплывающей нефтяной фазы в верхней части подпакерного пространства. Цикл откачки воды будет обеспечен прижатием поплавка 14 к отверстию перегородки 13 благодаря перепаду давления 0,05…0,1 МПа между внешней и внутренней полостями патрубка 4, обеспечиваемому упругой силой пружины 23.Then the cycle of pumping water will begin (Fig. 2). The interphase oil-water level will begin to move down due to the accumulation of a pop-up oil phase in the upper part of the under-packer space. The water pumping cycle will be ensured by pressing the float 14 against the opening of the baffle 13 due to the pressure drop of 0.05 ... 0.1 MPa between the external and internal cavities of the pipe 4, provided by the elastic force of the spring 23.

По достижении уровнем раздела «нефть-газ» поплавка 18 последний затонет в нефти с меньшей плотностью и перекроет отверстие в перегородке 17 цилиндра 16. Наступит момент, в который будут перекрыты сразу оба проходных отверстия в верхнем 9 и нижнем 16 цилиндрах.Upon reaching the level of the oil-gas section of the float 18, the latter will sink in oil with a lower density and block the hole in the baffle 17 of the cylinder 16. There will come a moment at which both through holes in the upper 9 and lower 16 cylinders will be blocked.

Откачка жидкости насосом 3 и продолжающийся приток продукции пласта 6 в скважину будут продолжать повышать давление с наружной стороны патрубка 4. Возникший перепад давления, воздействуя на поршень 10 сверху, будет перемещать его вниз, сжимая пружину 12. Наступит момент, когда шток 11 поршня 10 коснется поплавка 14 и вытолкнет его вниз, открыв отверстие в перегородке 13, после чего начнется цикл откачки нефти насосом 3. Для того чтобы вытолкнуть поплавок 14 вниз, пружина 12 подбирается таким образом, чтобы ее упругость превосходила упругость пружины 23.Pumping liquid by pump 3 and the continued influx of formation 6 into the well will continue to increase pressure from the outside of nozzle 4. The resulting pressure drop, acting on the piston 10 from above, will move it down, compressing the spring 12. There will come a time when the rod 11 of the piston 10 touches the float 14 and pushes it down, opening a hole in the partition 13, after which the cycle of pumping oil begins with the pump 3. In order to push the float 14 down, the spring 12 is selected so that its elasticity exceeds that of the spring 23.

Чередование нефтяной и водной фаз в полости хвостовика позволяет измерить дебит нижнего пласта 6 и его обводненность при одновременно-раздельной добыче нефти. Для этого используются показания глубинного прибора 24, передающего информацию по обводненности продукции пласта 6 в приемном патрубке 4 выше отверстия 15 с помощью кабеля 25 и телеметрической системы (не показана) на поверхность. На основе информации строится график изменения обводненности продукции во времени (рис. 3). В цикле откачки нефти обводненность продукции принимает какое-либо значение между 0 и 100%, а в цикле откачки воды - 100%.The alternation of oil and water phases in the cavity of the liner allows you to measure the flow rate of the lower layer 6 and its water cut with simultaneous and separate oil production. To do this, use the testimony of the downhole tool 24, transmitting information on the water cut of the formation 6 in the receiving pipe 4 above the hole 15 using cable 25 and a telemetry system (not shown) to the surface. Based on the information, a graph of the change in water cut of the product over time is built (Fig. 3). In the oil pumping cycle, the water cut of the product takes any value between 0 and 100%, and in the water pumping cycle - 100%.

На рис. 3 видно, что полный цикл откачки Тпц включает циклы откачки нефти Тн и воды Тв, имеющие различные временные периоды. Располагая значениями Тпц и объемом жидкости с наружной стороны приемного патрубка 4 между перегородками 13 и 17, можно рассчитать дебит нижнего пласта 6 по формуле:In fig. 3 shows that the complete pumping cycle T PC includes cycles of pumping oil T n and water T in having different time periods. Having the values of T PC and the volume of fluid from the outer side of the receiving pipe 4 between the partitions 13 and 17, it is possible to calculate the flow rate of the lower reservoir 6 by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

Dc - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважин;D c is the inner diameter of the production casing of the wells;

Dx - внешний диаметр приемного патрубка 4;D x is the outer diameter of the receiving pipe 4;

Lx - длина приемного патрубка 4 между перегородками 13 и 17;L x is the length of the receiving pipe 4 between the partitions 13 and 17;

Тпц - полный период цикла.T PC - the full period of the cycle.

Дебиты нижнего пласта 6 по нефти и воде составят соответственно:The production rates of the lower layer 6 for oil and water will be respectively:

Figure 00000002
Figure 00000002

Figure 00000003
Figure 00000003

где Твц и Тнц - периоды откачки воды и нефти.where T VTs and T NTs - periods of pumping water and oil.

Формула (2) показывает, что при длительном отборе воды из нижнего пласта (Твц) дебит нефти Qнпн незначителен, поскольку Твц входит в знаменатель. Формула (3) показывает обратное.Formula (2) shows that with prolonged withdrawal of water from the lower reservoir (T BC ), the oil production rate Q npn is insignificant, since T BC is included in the denominator. Formula (3) shows the opposite.

Дебиты нефти и воды верхнего пласта 7 рассчитываются:The flow rates of oil and water of the upper reservoir 7 are calculated:

Figure 00000004
Figure 00000004

Figure 00000005
Figure 00000005

где ΣQн - дебит скважины по нефти, измеренный в поверхностных условиях;where ΣQ n is the oil production rate measured under surface conditions;

ΣQв - дебит скважины по воде, измеренный в поверхностных условиях.ΣQ in - well flow rate measured in surface conditions.

Технико-экономическим преимуществом заявленного устройства является высокая точность раздельного учета продукции обоих пластов благодаря объемному методу определения дебита и обводненности.The technical and economic advantage of the claimed device is the high accuracy of the separate accounting of the products of both layers due to the volumetric method for determining the flow rate and water cut.

ЛитератураLiterature

1. Лепихин В.И., Видякин Н.Г., Валеев А.С. и др. ЗАО «Электон»: разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти. / Нефтяное хозяйство. М: 2004. - №5. - с. 111-112.1. Lepikhin V.I., Vidyakin N.G., Valeev A.S. and other JSC "Electon": development and operational experience of a complex of equipment for the automation of oil production. / Oil industry. M: 2004. - No. 5. - from. 111-112.

2. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. Бюл. №26.2. RF patent No. 120407 for utility model. Installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate operation of oil wells. Claim 04/10/2012. Publ. 09/20/2012. Bull. No. 26.

3. Патент РФ №2503802 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 10.01.2014. Бюл. №1.3. RF patent No. 2503802 C1. Well pumping unit for simultaneous and separate oil production. Claim 07/30/2012. Publ. 01/10/2014. Bull. No. 1.

4. Патент РФ №141922 U1. Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 27.12.2013. Опубл. 20.06.2014.4. RF patent No. 141922 U1. A device for separate measurement of products during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump. Claim 12/27/2013. Publ. 06/20/2014.

5. Патент РФ №108102 U1 на полезную модель. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 14.03.2011. Опубл. 10.09.2011. Бюл. №25.5. RF patent No. 108102 U1 for utility model. A device for sequential extraction of oil and water from a well equipped with an electric centrifugal pump. Claim 03/14/2011. Publ. 09/10/2011. Bull. Number 25.

Claims (1)

Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, включающее спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем, отличающееся тем, что в цилиндре над посадочным седлом верхнего поплавка промежуточной плотности расположен подпружиненный поршень с нижним штоком, выполненным с возможностью входа в посадочное седло поплавка, а в нижней части приемного патрубка установлен подпружиненный обратный клапан, причем упругость пружины поршня над верхним поплавком превышает упругость пружины обратного клапана.A device for sequential extraction of oil and water from a well, including an electric centrifugal pump lowered into the well with a receiving nozzle plugged from below, passing through a packer that separates the upper and lower layers, and having openings for the output of the lower formation into the overpacker space and openings for the entrance of the stratified oil and water of the lower layer into the receiving pipe, the upper and lower floats of intermediate density with landing saddles located in front of the inlets, a downhole device lowered into the interior of the receiving branch pipe and connected to the telemetric system of the submersible motor by a cable, characterized in that a spring-loaded piston with a lower rod arranged to enter the landing seat of the float is located in the cylinder above the landing seat of the upper float of intermediate density, and a spring-loaded return valve is installed in the lower part of the receiving branch pipe the valve, and the elasticity of the piston spring above the upper float exceeds the elasticity of the spring of the check valve.
RU2015155114A 2015-12-22 2015-12-22 Device for sequential oil and water sampling from well RU2620824C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015155114A RU2620824C1 (en) 2015-12-22 2015-12-22 Device for sequential oil and water sampling from well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015155114A RU2620824C1 (en) 2015-12-22 2015-12-22 Device for sequential oil and water sampling from well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2620824C1 true RU2620824C1 (en) 2017-05-30

Family

ID=59032345

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015155114A RU2620824C1 (en) 2015-12-22 2015-12-22 Device for sequential oil and water sampling from well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2620824C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3113622A (en) * 1959-10-14 1963-12-10 Union Oil Co Method and apparatus for heating oil sands
SU1479625A1 (en) * 1987-09-01 1989-05-15 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Arrangement for deep-well pumping production of water-saturated oil
SU1717799A1 (en) * 1990-04-23 1992-03-07 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Device for successive oil and water intake
RU2290496C2 (en) * 2005-02-10 2006-12-27 Вячеслав Евгеньевич Сафонов Device for successive extraction of oil and water from a well
RU108102U1 (en) * 2011-03-14 2011-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти" (ООО "КогалымНИПИнефть") DEVICE FOR SEQUENTIAL SELECTION OF OIL AND WATER FROM A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
WO2012027283A1 (en) * 2010-08-23 2012-03-01 Schlumberger Canada Limited Sand control well completion method and apparutus
RU141922U1 (en) * 2013-12-27 2014-06-20 ОАО "Башнефтегеофизика" DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3113622A (en) * 1959-10-14 1963-12-10 Union Oil Co Method and apparatus for heating oil sands
SU1479625A1 (en) * 1987-09-01 1989-05-15 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Arrangement for deep-well pumping production of water-saturated oil
SU1717799A1 (en) * 1990-04-23 1992-03-07 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Device for successive oil and water intake
RU2290496C2 (en) * 2005-02-10 2006-12-27 Вячеслав Евгеньевич Сафонов Device for successive extraction of oil and water from a well
WO2012027283A1 (en) * 2010-08-23 2012-03-01 Schlumberger Canada Limited Sand control well completion method and apparutus
RU108102U1 (en) * 2011-03-14 2011-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти" (ООО "КогалымНИПИнефть") DEVICE FOR SEQUENTIAL SELECTION OF OIL AND WATER FROM A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU141922U1 (en) * 2013-12-27 2014-06-20 ОАО "Башнефтегеофизика" DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
US8794305B2 (en) Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well
US10280728B2 (en) Connector and gas-liquid separator for combined electric submersible pumps and beam lift or progressing cavity pumps
US20120093663A1 (en) Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2395672C1 (en) Water oil well operation plant
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2370641C1 (en) Installation for simultaneous-separate operation of two beds
RU2386018C1 (en) Rod pumping installation for extraction of oil at simultaneous separate operation by one well of two stratums
RU2005112794A (en) PUMPING PACKING UNIT FOR A WELL WITH ONE OR MULTIPLE OBJECTS
RU115408U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL
RU2447269C1 (en) Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation
RU2620824C1 (en) Device for sequential oil and water sampling from well
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2531228C1 (en) Well operation installation
RU49573U1 (en) PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS)
Schmidt et al. System Analysis for Sucker-Rod Pumping
RU2671372C1 (en) Device for removing liquids that accumulate in the well
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU124744U1 (en) INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2498052C2 (en) Pump assembly for operation of beds in well
RU98469U1 (en) DEVICE FOR REGULATING LIQUID TAKE-OFF IN A WELL OPERATION PROCESS
RU2483228C1 (en) Pumping rod borehole plant with double-acting pump

Legal Events

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

Effective date: 20171223