RU2691039C1

RU2691039C1 - Oil producing plant

Info

Publication number: RU2691039C1
Application number: RU2018143289A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев
Original assignee: Олег Сергеевич Николаев
Priority date: 2018-12-06
Filing date: 2018-12-06
Publication date: 2019-06-07

Abstract

FIELD: mining.SUBSTANCE: invention relates to mining and can be used for simultaneous separate extraction of fluid from two and more oil-bearing formations by one well. Oil producing plant includes tubing string (TC), centrifugal pump with electric drive (ECP) for extraction of well fluid, equipped with telemetry unit, connected by power cable with ground control station well (CS), unit for regulating flows and accounting for formation products (URFA), containing sensors for monitoring parameters P, Q, C, T of extracted formation fluid with instrumentation on panel CS and adjustable electric drive valves (AEV), connected by telemechanic control system and installed in separate channels URFA, communicating inputs with oil-bearing formations, bottomhole packer with anchor device separating oil-bearing formations of the well, which is connected by a shank for liquid intake from the lower oil-bearing formation of the well to the inlet into a separate channel URFA docking sealed telescopic joint, and a support packer installed above the upper formation, forming an above-the-packer cavity. Electric drive ECP is equipped with shank, and isolated channels URFA at outlet are connected by offtake header, made with outlet branch pipe, last URFA is fixed in the support packer, connected by the second docking sealed telescopic joint, in which the communication cables are made URFA with CS, which ends are connected to receiving-transmitting assemblies of cable connector, fixed in free ends of shank and outlet nozzle of manifold, with possibility of their connection by cable connector simultaneously with tight telescopic connection of outlet pipe of manifold and shank from electric drive ECP. In the wall of the outlet branch pipe of the collector, above the support packer, there are radial windows communicating separate channels URFA with input module ECP via the offtake header and the above-packer cavity of the well. Cable connector can be made with contactless receiving-transmitting assemblies.EFFECT: technical result consists in reduction of colmatage of pores of wells by excluding hydrodynamic communication of above-packer cavity with oil-bearing formations before replacement of equipment and conservation of wells.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для одновременно-раздельной добычи скважинной жидкости из двух и более нефтеносных пластов одной скважиной.The invention relates to the field of mining, in particular, to the extraction of oil and can be used for simultaneous and separate production of well fluid from two or more oil-bearing formations of one well.

Известна установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, состоящую из труб, оснащенных пакерами и соединенных муфтами перекрестного течения флюидов, электроприводной насос, силовой кабель и блок регулирования и учета дебита пласта, включающий регулируемые электроприводные клапаны и датчики контроля параметров пластовых флюидов, связанные с контрольно-измерительными приборами на панели управления. Регулировочные клапаны установлены в стаканах, в которых установлены электроприводые запорные иглы, взаимодействующие с перепускными седлами. В стенках стаканов по обе стороны перепускного седла выполнены окна. Датчики контроля параметров пластовых флюидов расположены выше и/или ниже регулируемых клапанов и связаны между собой геофизическим кабелем, размещенным в канале, выполненном в стенке стакана. Блоки регулирования и учета дебита пластов соединены с силовым кабелем посредством геофизического кабеля, адаптера телемеханической системы, установленного на торце электропривода насоса, и кабельного разъема, штырь которого закреплен на опорном фланце с отверстиями, а розетка контактной пары - в центраторе, закрепленном на торце электропривода насоса. (Патент RU 2512228 С1. Установка одновременно-раздельной эксплуатации много-пластовой скважины с телемеханической системой. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 47/12. - Опубл. 10.04.2014).The installation of simultaneous-separate operation of a multilayer well with a telemechanical system is known, comprising a tubing string consisting of pipes equipped with packers and connected by fluid flow couplings, an electric drive pump, a power cable and a flow rate control and metering unit, including adjustable electric valves sensors for monitoring parameters of formation fluids associated with instrumentation on the control panel. Control valves are installed in glasses, in which electric actuating stop needles are installed, which interact with overflow seats. Windows are made in the walls of the glasses on both sides of the overflow saddle. Sensors for monitoring parameters of reservoir fluids are located above and / or below adjustable valves and are interconnected by a geophysical cable placed in a channel made in the wall of the glass. The control and metering units are connected to the power cable by means of a geophysical cable, a telemechanical system adapter installed at the end of the pump electric drive, and a cable connector, the pin of which is fixed to the support flange with holes, and the socket of the contact pair is located in the centralizer attached to the end of the pump electric drive . (Patent RU 2512228 C1. Installation of simultaneous-separate operation of a multi-reservoir well with a telemechanical system. - IPC: Е21В 43/14, Е21В 47/12. - Publ. 10.04.2014).

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, центробежный насос с электроприводом, связанным силовым кабелем с блоком электропитания системы телеметрии параметров пластовых флюидов, соединенным кабелем связи с панелью контрольно-измерительных приборов станции управления, забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами, хвостовик забора пластового флюида и блок регулирования потоков и учета флюидов, последний включает регулировочные электроприводные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с надпакерным пространством, и соединенные кабелем связи с панелью управления посредством кабельного разъема, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов, и раздвижное трубное соединение, состоящее из трубчатых элементов с раструбами на концах, с одной стороны, и ниппелями с манжетами герметизации - с другой, с образованием коаксиальных каналов направления потоков флюидов из разных пластов скважины через радиальные каналы муфты радиального течения в обособленные каналы блока регулирования потоков и учета флюида, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи с панелью управления. Опорный пакер оснащен муфтой радиального течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство. Сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены трубчатые элементы с раструбами, а снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами раздвижного трубного соединения. Опорный пакер муфтой радиального течения и насосно-компрессорной трубой соединен с забойным пакером, снизу последнего присоединена насосно-компрессорная труба с воронкой на свободном конце, а силовой кабель электропривода центробежного насоса и кабель связи телеметрической системы пропущены через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры и соединены с пунктом электролитания и панелью управления скважиной. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 10.09.2015).The well pumping unit is known for simultaneous-separate operation of a two-layer well containing a tubing string, an electric centrifugal pump connected by a power cable to the power supply unit of the telemetry system of the parameters of formation fluids connected by a communication cable to the control panel of the control station, downhole and anchor packers equipped with anchor devices, a reservoir fluid intake shank and a flow control and fluid metering unit, the latter on electric regulating valves located in separate channels, communicating through windows with nadpaknerny space, and connected by a communication cable with a control panel through a cable connector, with adjustable flow of formation fluids, and a sliding pipe connection, consisting of tubular elements with sockets at the ends, with on the one hand, and nipples with sealing cuffs, on the other, with the formation of coaxial channels that direct the flow of fluids from different layers of the well through radial channels of the radial flow coupling into separate channels of the flow control and fluid metering unit, equipped with slide valves with control electric drives and sensors for measuring fluid parameters functionally connected by a communication cable to the control panel. The bearing packer is equipped with a radial flow coupling, the radial channels of which communicate with the upper layer of the well through the interpacker space. A straight-through coupling with longitudinal flow channels is installed on top of the support packer, on which tubular elements with sockets are tightly mounted, and the lower end of the formation fluid intake from the lower layer is fixed in its central opening, the free end of which is movably located in the central opening of the radial flow coupling, forming coaxial channels communicating with the trunk of the supporting packer, communicating via a direct-flow coupling with the corresponding channels of the sliding pipe joint. The support packer is connected to the downhole packer by a radial flow coupling and tubing, a tubing tube with a funnel at the free end is connected to the bottom of the latter, and the power cable of the centrifugal pump electric drive and telemetry system communication cable is fed through the wellhead fitting plate and connected to the point electrolytic and well control panel. (Patent RU 2562641 C2. Method for simultaneous-separate operation of a two-layer well and a well pumping installation for its implementation. - IPC: EV 43/14. - Pub. September 10, 2015).

Известна клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, насос для извлечения скважинного продукта, блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов, включающий регулируемые электроприводные клапана, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с внутрискважинным пространством, и связанные электрическим кабелем со станцией управления посредством кабельного разъема, забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты скважины, и опорный пакер, установленный выше верхнего нефтеносного пласта, оснащенные якорными устройствами, и стыковочный узел, содержащий трубчатые элементы с коаксиальными проточными каналами, сообщающимися, с одной стороны, с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла, а с другой, - с каналами радиально-проточной муфты, расположенной выше забойного пакера, сообщающейся радиальными каналами с верхним пластом скважины, и сопряжена с хвостовиком, соединенным со стволом забойного пакера. Трубчатые элементы стыковочного узла содержат подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих между собой коаксиальные проточные каналы, последние сообщаются с обособленными каналами блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов через соответствующие каналы стыковочного узла. Концевые штуцеры выполнены с развальцованным торцом, а противоположным торцом соединены со стволом опорного пакера посредством прямоточной многоканальной муфты, к последней присоединен патрубок забора скважинного продукта из нижнего пласта, аксиальный центральному каналу и подвижно расположенный в центральном отверстии радиально-проточной муфты, оснащенном кольцевой манжетой и образующим со стволом опорного пакера коаксиальный канал, сообщающийся с верхним пластом скважины через радиальные каналы радиально-проточной муфты. Гладкие ниппели подвижного соединения выполнены на трубчатых элементах стыковочного узла с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой с возможностью герметичного телескопического соединения с ответными концевыми штуцерами, обеспечивающие поблочный монтаж и демонтаж насосной установки в стволе скважины. В качестве насоса для извлечения скважинного продукта содержит электроприводной центробежный насос, оснащенный блоком телемеханической системы и соединенный со станцией управления скважиной силовым кабелем, пропущенным через внутрискважинное пространство. Блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов скважины соединен с насосом извлечения скважинного продукта посредством муфты, в стенке которой выполнено окно для контакта извлекаемого скважинного продукта с блоком телемеханической системы. Электроприводы регулируемых клапанов блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов соединены электрическим кабелем посредством кабельного разъема, расположенного в полости соединительной муфты, либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления электрическим кабелем, пропущенным через окно соединительной муфты и внутрискважинное пространство. В обособленных каналах блока регулирования потоков и учета пластовых продуктов размещены, по крайней мере, один датчик контрольно-измерительных приборов для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта из группы, включающей дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление, связанные электрическим кабелем либо с блоком телемеханической системы, либо с наземной панелью управления. (Патент RU 2563262 С2. Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Опубл. 20.09.2016). Данная клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины принята за прототип.Known valve pump unit for simultaneous-separate operation of a multilayer well, containing a column of pump-compressor pipes, a pump for extracting a well product, a flow control and metering unit for reservoir products, including adjustable electrically-driven valves located in separate channels communicating through the window with the downhole space, and connected by electric cable to the control station via cable connector, downhole packer, separating oil-bearing formations downhole, and a support packer installed above the upper oil reservoir, equipped with anchor devices, and a docking station containing tubular elements with coaxial flow channels communicating, on the one hand, with separate channels of flow control and metering of reservoir products through the corresponding channels of the docking station, and on the other hand, with channels of a radial-flow coupling located above the bottom-hole packer, which communicates with radial channels with the upper layer of the well, and is associated with a shank, nennym the barrel downhole packer. The tubular elements of the docking station contain movable connections of the end fittings and smooth nipples that form coaxial flow channels between them, the latter are connected to the separate channels of the flow control and metering unit through the corresponding channels of the docking station. The end fittings are made with a flared end, and the opposite end is connected to the barrel of the support packer by means of a straight-through multi-channel coupling; the latter is connected to the inlet of the well product from the bottom layer, axial to the central channel and movably located in the central hole of a radial flow coupling equipped with a ring collar and forming a coaxial channel communicating with the upper reservoir of the well through radial channels of the radial flow coupling with the barrel of the support packer. Smooth rolling nipples are made on tubular elements of the docking station with a guide cone and at least one annular cuff with the possibility of a tight telescopic connection with counter end fittings, providing block-by-block installation and disassembly of the pump unit in the wellbore. As a pump for extracting a borehole product, it contains an electric drive centrifugal pump equipped with a telemechanical system unit and connected to the well control station with a power cable passed through the downhole space. The flow control and metering unit for well products is connected to a well extraction pump by means of a coupling, in the wall of which a window is made for contacting the recoverable well product with a telemechanical system unit. Electric drives of adjustable valves of flow control unit and metering of reservoir products are connected by electric cable through cable connector located in the cavity of the coupling, either with the telemechanical system unit, or with the ground control panel of the electric cable passed through the window of the coupling and the downhole space. Separate channels of the flow control unit and metering of reservoir products contain at least one sensor of instrumentation to measure at least one parameter of the product being mined from the group including flow rate, pressure, temperature, chemical composition, pH, water content and solid particles, the tendency to the formation of solid sediment and the resistivity connected by an electrical cable with either a telemechanical system unit or a ground control panel. (Patent RU 2563262 С2. Valve pump installation for simultaneous-separate operation of a multilayer well. - IPC: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - Pub. September 20, 2016). This valve pump unit for simultaneous-separate operation of a multilayer well is taken as a prototype.

Недостатком известных технических решений является наличие гидродинамического сообщения надпакерной плоскости с нефтеносными пластами при подъеме ЭЦН и/или другого подземного оборудования из скважины, вызывающего кольматацию пор нефтеносных пластов скважины, что усложняет эксплуатацию нефтедобывающих скважин, связанную со сменой оборудования и консервацией скважин.A disadvantage of the known technical solutions is the presence of hydrodynamic communication of the nadpaknernoy plane with oil-bearing layers when lifting ESP and / or other underground equipment from the well, causing clogging of the pores of the oil-bearing formations of the well, which complicates the operation of oil producing wells associated with the change of equipment and preservation of wells.

Основной задачей является уменьшение кольматации нефтеносных пластов скважины посредством отсечения поступления скважинной жидкости из надпакерной полости в нефтеносные пласты скважины, перед заменой ЭЦН и/или другого подземного оборудования нефтедобывающей установки или консервации скважины поблочным удалением их из скважины, не требующей глушения.The main task is to reduce the clogging of oil-bearing formations of the well by cutting off the flow of well fluid from the nadpaknernoy cavity into the oil bearing formations of the well, before replacing the ESP and / or other underground equipment of the oil producing installation or preservation of the well by blocking them out of the well that does not require killing.

Техническим результатом является уменьшение кольматации пор нефтеносных пластов скважины перед сменой оборудования установки и консервацией скважин.The technical result is the reduction of clogging of the pores of the oil-bearing formations of the well before changing the equipment of the plant and preserving the wells.

Указанный технический результат достигается тем, что, в нефтедобывающей установке, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, центробежный насос с электроприводом, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем с наземной станцией управления, блок регулирования потоков и учета пластовой жидкости, содержащий датчики контроля параметров извлекаемых пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и регулируемые электроприводные клапана, связанные телемеханической системой управления и установленные в обособленных каналах блока регулирования потока и учета пластовой жидкости, сообщающихся, с одной стороны, с входным модулем центробежного насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, опорный пакер, установленный выше верхнего нефтеносного пласта и смонтированный с центробежным насосом посредством патрубка от блока регулирования потоков и учета пластовых жидкостей и хвостовика от центробежного насоса с проведенными в них кабелями связи, соединенными с приемно-передающими сборками кабельного разъема для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд электроприводным клапанам в обратном направлении, и забойный пакер с якорным устройством, разобщающий нефтеносные пласты скважины, соединенный с блоком регулирования потоков и учета пластовых жидкостей стыковочным герметичным телескопическим соединением с хвостовиком для забора жидкости из нижнего пласта скважины, согласно предложенному техническому решению,This technical result is achieved by the fact that, in an oil production plant containing a tubing string, an electric centrifugal pump equipped with a telemetry unit, connected to a ground control station by a power cable, a flow control and metering unit containing sensors for monitoring the parameters of recoverable reservoir liquids with instrumentation on the control station panel and adjustable actuator valves connected by a telemechanical control system installed in separate channels of the flow control unit and metering of the reservoir fluid, communicating, on the one hand, with the inlet module of the centrifugal pump through the radial windows and the supra-packer cavity, and on the other, with the oil-bearing wells, above the upper oil-bearing reservoir and mounted with a centrifugal pump through a pipe from the flow control unit and taking account of reservoir fluids and a shank from a centrifugal pump with communication cables held in them connected to the receiver -transmitting cable connector assemblies for transmitting measurement results by telemetry sensors to the control station and commands to electric actuators in the opposite direction, and a bottomhole packer with an anchor device uncoupling the oil-bearing formations of the well connected to the flow control unit and recording the formation fluids by a docking sealed telescopic connection with the shank intake of fluid from the lower layer of the well, according to the proposed technical solution,

обособленные каналы блока регулирования потоков и учета пластовых жидкостей соединены выходами с отводным коллектором, закрепленным выпускным патрубком в опорном пакере, соединяемым с хвостовиком от электропривода центробежного насоса посредством второго стыковочного герметичного телескопического соединения, на свободных концах которых закреплены приемно-передающие сборки с возможностью их стыковки кабельным разъемом одновременно с герметичным телескопическим соединением выпускного патрубка коллектора и хвостовика электропривода центробежного насоса, а радиальные окна, сообщающие обособленные каналы с входным модулем центробежного насоса, выполнены в стенке выпускного патрубка коллектора выше опорного пакера;Separate channels of flow control and metering of reservoir fluids are connected to the outlets with a discharge manifold fixed by an outlet in a support packer connected to the shank from the electric drive of the centrifugal pump through a second docking sealed telescopic connection, at the free ends of which are receiving and transmitting assemblies with the possibility of cable joining connector simultaneously with a sealed telescopic connection of the exhaust manifold nozzle and electric shank water of a centrifugal pump, and radial windows communicating separate channels with an inlet module of a centrifugal pump, are made in the wall of the exhaust manifold nozzle above the supporting packer;

кабельный разъем выполнен с бесконтактными приемно-передающими сборками.cable connector is made with contactless receiving and transmitting assemblies.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной нефтедобывающей установки, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the level of technology given by the applicant allowed to establish that there are no analogues characterized by sets of features that are identical with all the features of the declared oil-producing installation. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».Search results known solutions in this field of technology in order to identify signs that match the distinctive features of the prototype features of the proposed technical solution, showed that they do not follow explicitly from the prior art. From the level of technology determined by the applicant, the influence of the transformations envisaged by the essential features of the proposed technical solution to achieve the said technical result was not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленная нефтедобывающая установка может быть эффективно использована на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed oil production unit can be effectively used in oil producing wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

На фиг .1 показана схема нефтедобывающей установки.FIG. 1 is a diagram of an oil producing installation.

Нефтедобывающая установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, центробежный насос 2 (ЭЦН) с электроприводом 3 для извлечения скважинной жидкости, оснащенным блоком телеметрии 4, связанные силовым кабелем 5 с наземной станцией управления скважиной 6 (СУ), блок 7 регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), содержащий датчики 8 контроля параметров Р, Q, С, Т извлекаемой пластовой жидкости с контрольно-измерительными приборами на панели 9 СУ 6 и регулируемые электроприводные клапана 10 (РЭК), установленные в обособленных каналах 11 БРПУ 7 и связанные телемеханической системой управления, опорный пакер 12, установленный выше верхнего пласта I, и забойный пакер 13 с якорным устройством, разобщающий верхний I и нижний II нефтеносные пласты скважины, смонтированный с БРПУ 7 стыковочным герметичным телескопическим соединением 14 патрубка 15, соединенного с входом в обособленный канал 11 БРПУ 7, и хвостовика 16 для забора жидкости из нижнего нефтеносного пласта II скважины. Обособленные каналы 11 на выходе из БРПУ 7 соединены отводным коллектором 17, последний выпускным патрубком 18 установлен в опорном пакере 12, которым соединяется с хвостовиком 19 от электропривода 3 ЭЦН 2 посредством второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20 с проведенными в них кабелями 21 связи БРПУ 7 с СУ 6, концы которых соединены с приемно-передающими нижней 22 и верхней 23 сборками кабельного разъема 24, закрепленными в свободных концах хвостовика 19 и выпускного патрубка 18 коллектора 17, с возможностью их стыковки кабельным разъемом 24 для передачи результатов измерения датчиками 8 контроля параметров Р, Q, С, Т извлекаемой пластовой жидкости на панель 9 с контрольно-измерительными приборами СУ 6 и команд управления РЭК 10 в обратном направлении одновременно с герметичным телескопическим соединением 20 выпускного патрубка 18 коллектора 17 и хвостовика 19 электропривода 3 ЭЦН 2. В стенке выпускного патрубка 18 коллектора 17 выше опорного пакера 12 выполнены радиальные окна 25, сообщающие нефтеносные пласты I и II 7 с входным модулем 26 ЭЦН 2 через обособленные каналы 10 БРПУ, отводной коллектор 17 и надпакерную полость 27. Кабельный разъем 24 может быть выполнен с бесконтактными приемно-передающими сборками 22 и 23.The oil production unit contains a tubing string (tubing) 1, a centrifugal pump 2 (ESP) with electric drive 3 to extract the well fluid, equipped with a telemetry unit 4, connected by a power cable 5 to the ground control station well 6 (SU), flow control unit 7 and metering reservoir products (BRPU), containing sensors 8 control parameters P, Q, C, T recoverable reservoir fluid with instrumentation on panel 9 SU 6 and adjustable electric valve 10 (REK) installed in separate channels 11 BRPU 7 and associated telemechanical control system, bearing packer 12, installed above the upper layer I, and downhole packer 13 with an anchor device, separating the upper I and lower II oil-bearing formations of the well, mounted with BRPU 7 docking sealed telescopic connection 14 pipe 15, connected to the entrance to the detached channel 11 BRPU 7, and the shank 16 for the intake of fluid from the lower oil-bearing stratum II wells. Separate channels 11 at the outlet of the BRPU 7 are connected by a discharge manifold 17, the latter with an outlet 18 is installed in the support packer 12, which connects to the shank 19 from the electric drive 3 ESP 2 through the second docking sealed telescopic connection 20 with the control cable 21 of the BRPU 7 with SU 6, the ends of which are connected to the receiving and transmitting lower 22 and upper 23 assemblies of cable connector 24, fixed in the free ends of the shank 19 and the outlet 18 of the collector 17, with the possibility of their docking cable connector 24 for transmitting measurement results by sensors 8 monitoring parameters P, Q, C, T of the recoverable formation fluid to panel 9 with instrumentation devices SU 6 and control commands REK 10 in the opposite direction simultaneously with the sealed telescopic connection 20 of the exhaust manifold 18 of the collector 17 and the shank 19 of the electric drive 3 ESP 2. In the wall of the outlet nozzle 18 of the collector 17 above the supporting packer 12 radial holes 25 are made, communicating the oil-bearing strata I and II 7 with the input module 26 ESP 2 through separate channels 10 PDU At, the exhaust manifold 17 and nadpaknernuyu cavity 27. Cable connector 24 can be performed with contactless receiving and transmitting assemblies 22 and 23.

Нефтедобывающая установка работает следующим образом.Oil production unit operates as follows.

Сначала в стволе скважины устанавливают забойный пакер 13, выполненный с якорным устройством, разобщающий нефтеносные пласты I и II, с хвостовиком 16 и штуцером стыковочного герметичного телескопического соединения 14, и закрепляют его в стволе скважины на определенном уровне якорным устройством. Затем в ствол скважины опускают опорный пакер 12 с присоединенным к нему БРПУ 7 выпускным патрубком 18 отводного коллектора 17, на конце которого выполнен штуцер второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20, с проведенным в выпускном патрубке 18 кабелем 21 для связи БРПУ 7 с СУ 6, соединенным концом с нижней приемно-передающей сборкой 22 кабельного разъема 24, закрепленным в свободном конце выпускного патрубка 18 коллектора 17. Опускание опорного пакера 12 выполняют до уровня выше верхнего нефтеносного пласта I и полного герметичного соединения патрубка 15 БРПУ 7 с хвостовиком 16 для забора жидкости из нижнего нефтеносного пласта II скважины через забойный пакер 13 посредством соединения ниппеля на конце патрубка 15 и штуцера на конце хвостовика 16 стыковочного герметичного телескопического соединения 14. После этого в устье скважины на колонне НКТ 1 монтируют ЭЦН 2 посредством герметичного соединения ниппеля хвостовика 19 на электроприводе 3 ЭЦН 2 со штуцером выпускного патрубка 18 отводного коллектора 17 БРПУ 7 вторым стыковочным герметичным телескопическим соединением 20, с одновременным электрическим соединением кабелей 21, проведенном в хвостовике 19 и соединенным концом с верхней приемно-передающей сборкой 23, закрепленной в свободном конце хвостовика 19, и в выпускном патрубке 18 коллектора 17 посредством кабельного разъема 24 для связи БРПУ 7 с СУ 6. Демонтаж выполняют в порядке, обратном монтажу, без дополнительных усилий на разъединение стыковочных герметичных телескопических соединений 20 и 14.First, in the wellbore, a downhole packer 13 is installed, made with an anchor device, separating oil reservoirs I and II, with a shank 16 and a fitting of the docking sealed telescopic connection 14, and fix it in the wellbore at a certain level with an anchor device. Then, a support packer 12 with an outlet nozzle 18 of the exhaust manifold 17 attached to it by the BRPU 7 is lowered into the well bore; the fitting of the second docking sealed telescopic connection 20 is connected to the end of it, and a cable 21 is connected to the BRPU 7 with SU 6 connected the end of the lower receiving and transmitting assembly 22 of the cable connector 24 fixed in the free end of the outlet 18 of the collector 17. Lowering the supporting packer 12 is performed to a level above the upper oil-bearing formation I and complete airtight connection of the nozzle 15 BRPU 7 with the shank 16 for collecting fluid from the lower oil reservoir II well through the bottomhole packer 13 by connecting the nipple at the end of the nozzle 15 and the nipple at the end of the shank 16 docking sealed telescopic connection 14. Then in the wellhead on the tubing string 1 ESP 2 is mounted by means of a sealed connection of the nipple of the shank 19 on the electric drive 3 ESP 2 with the outlet fitting 18 of the outlet manifold 17 of the control room 7 second docking sealed telescopic connection 20, with the simultaneous electrical connection of the cables 21, held in the shank 19 and connected to the upper receiving and transmitting assembly 23 fixed in the free end of the shank 19, and to the outlet 18 of the collector 17 by means of a cable connector 24 for connecting the BRPU 7 to the SU 6. Dismantling is performed in the reverse order of installation, without additional efforts to disconnect the docking hermetic telescopic connections 20 and 14.

С окончанием монтажа нефтедобывающую установку запускают в эксплуатацию. Для этого последовательно включают электропитание СУ 6 и электропривода 3 ЭЦН 2 и проводят тестирование телемеханической системы управления нефтедобывающей установкой, в результате которого происходит замер давления Р, температуры Т, содержания воды R и других параметров жидкостей в пластах I и II скважины, в отдельности, датчиками 8 в обособленных каналах 11 БРПУ 7, контроль блоком телеметрии 4 температуры Т электропривода 3 ЭЦН 2 и давления Р извлекаемой пластовой жидкости на входе в модуль 26 ЭЦН 2. Контрольная информация о технологических параметрах жидкости в пластах I и II скважины от датчиков 8 БРПУ 7 и блока телеметрии 4 передается телемеханической системой на СУ 6 по кабелям 21 через кабельный разъем 24 и силовому кабелю 5 с разделением сигналов. По результатам тестирования нефтедобывающей установки по команде телемеханической системы СУ 6 электроприводы РЭК 10 изменяют пропускное сечение до получения допустимого значения технологических параметров пластовых жидкостей, которыми в смешанном их состоянии заполняют полость отводного коллектора 17 с выпускным патрубком 18 и надпакерную полость 27 до уровня столба скважинной жидкости, выше входного модуля 26 ЭЦН 2, после чего с СУ 6 запускают нефтедобывающую установку в работу. Пластовые жидкости, извлекаемые из нефтеносных пластов I и II, перемещаясь через обособленные каналы 11 БРПУ 7, поступают в отводной коллектор 17, в котором пластовые жидкости смешиваются, затем смешанная скважинная жидкость перемещается через радиальные окна 25 выпускного патрубка 18 и надпакерную полость 27, омывает блок телеметрии 4, измеряющим температуру электропривода 3 и давление скважинного продукта перед ЭЦН 2, и поступает через входной модуль 26 в ЭЦН 2 для подъема ее в устье скважины по колонне НКТ 1. Пластовые жидкости, протекая через обособленные каналы 11 БРПУ 7, омывают датчики 8 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, (дебит, давление, температуру, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка или удельное сопротивление), которые передают их значения по кабелям 21, проведенным в выпускном патрубке 18 и хвостовике 19, и кабельному разъему 24, размещенному приемно-передающими сборками 22 и 23 в полости второго стыковочного герметичного телескопического соединения 20, в наземную СУ 6 с контрольно-измерительными приборами на панели 9. Комбинация положений РЭК 10 в каждом обособленном канале 11 БРПУ 7 позволяет одновременно и раздельно регулировать состав скважинной жидкости перед всасыванием ее ЭЦН 2 через входной модуль 26.With the completion of the installation, the oil production facility is being commissioned. To do this, sequentially turn on the power supply of the SU 6 and the electric drive 3 of the ESP 2 and carry out testing of the telemechanical control system of the oil producing installation, as a result of which the pressure P, temperature T, water content R and other parameters of fluids in formations I and II of the well are measured, separately, by sensors 8 in separate channels 11 BRPU 7, the control by the telemetry unit 4 of the temperature T of the electric drive 3 ESP 2 and pressure P of the extracted formation fluid at the entrance to the module 26 ESP 2. Control information on technological parameters ametrah liquid in reservoirs I and II of the well from sensors 7 and 8 BRPU telemetry unit 4 is transmitted to the SU telecontrol system 6 via cables 21 via the cable connector 24 and the power cable 5 with the separation signals. According to the results of testing the oil production unit at the command of the telemechanical system SU 6, the REK 10 electric drives change the throughput section until the permissible values of the process parameters of reservoir fluids are received, which in their mixed state fill the outlet manifold 17 with the outlet 18 and the supra-packer cavity 27 to the level of the well fluid column, above the input module 26 ESP 2, after which the SU 6 start up the oil production facility. The reservoir fluids extracted from the oil-bearing strata I and II, moving through the separate channels 11 of the control system 7, enter the discharge manifold 17, in which the reservoir fluids mix, then the mixed well fluid moves through the radial openings 25 of the outlet 18 and the supra-packer cavity 27, washes the block telemetry 4, measuring the temperature of the electric drive 3 and the pressure of the well product before the ESP 2, and enters through the input module 26 into the ESP 2 to lift it to the wellhead along the tubing string 1. The formation fluids flowing through collected channels 11 BRPU 7, wash the sensors 8 control parameters of the extracted reservoir fluid (flow rate, pressure, temperature, chemical composition, pH, water content and solid particles, the tendency to the formation of solid sediment or resistivity), which transmit their values via cables 21 held in the exhaust pipe 18 and the shank 19, and cable connector 24, placed receiving and transmitting assemblies 22 and 23 in the cavity of the second docking sealed telescopic connection 20, in the ground-based SU 6 with instrumentation devices on the panel 9. The combination of the provisions of the REC 10 in each separate channel 11 of the control system 7 allows you to simultaneously and separately adjust the composition of the well fluid before sucking its ESP 2 through the input module 26.

Получаемая телемеханической системой установки контрольная информация может быть транслирована в режиме он-лайн через систему передачи данных GPRS или 3G в любую точку мира, имеющую доступ в интернет. Таким же образом может происходить передача управляющих команд электроприводам РЭК 10.The control information received by the telemechanical system of the installation can be broadcast on-line via the GPRS or 3G data transmission system to any part of the world with Internet access. In the same way, transmission of control commands to REC 10 electric drives may occur.

Claims

1. Oil production unit containing tubing string, centrifugal pump with electric drive, equipped with a telemetry unit, connected with a ground control station by a power cable, flow control and metering unit of the formation fluid, containing sensors for monitoring parameters of recoverable formation fluids with instrumentation on control station panels and adjustable electrically-operated valves connected by a telemechanical control system and installed in separate channels of the control unit flow and metering of reservoir fluid, communicating, on the one hand, with the inlet module of the centrifugal pump through the radial window and nadpaknernuyu cavity, and on the other - with oil-bearing formations of the well, the supporting packer installed above the upper oil-bearing formation and mounted to the centrifugal pump through the nipple from the flow control unit and metering of reservoir fluids and the shank from the centrifugal pump with communication cables held in them connected to the receiving and transmitting assemblies of the cable connector for transmission measurement results by telemetry sensors at the control station and control commands by electric actuating valves in the opposite direction, and a downhole packer with an anchor device, uncoupling the oil-bearing formations of the well, connected to the flow control unit and metering of formation fluids by a docking leak-tight telescopic connection with a shank for drawing liquid from the lower reservoir of the well , characterized in that the separate channels of the flow control unit and the accounting of reservoir fluids are connected to the outlets a manifold fixed with an outlet in a support packer connected to the shank of an electric drive of a centrifugal pump by means of a second sealed telescopic docking connection, on the free ends of which there are fixed receiving-transmitting assemblies with the possibility of joining them with a cable connector simultaneously with a hermetic telescopic connection of the exhaust manifold of the collector and the centrifugal electric drive shank pump, and radial windows, telling separate channels with an input module, centrifugally This pump is made in the wall of the manifold outlet pipe above the support packer.

2. Oil-producing installation according to claim. 1, characterized in that the cable connector is made with contactless receiving and transmitting assemblies.