RU2726013C1

RU2726013C1 - Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations

Info

Publication number: RU2726013C1
Application number: RU2019139810A
Authority: RU
Inventors: Камил Рахматуллович Уразаков; Рамиль Назифович Бахтизин; Ринат Раисович Хузин; Руслан Валерьевич Усманов; Наиль Ахиярович Абдуллин
Priority date: 2019-12-04
Filing date: 2019-12-04
Publication date: 2020-07-08

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, and can be used for simultaneous separate production of oil from two producing formations by one well. Downhole pump unit for simultaneous separate operation of two formations, comprising a flow column, a packer, an electric submersible pump with an input module and an electric motor, suck-in submersible pump with hydraulic nozzle connected with drive rod arranged in flow column, enclosed in sleeve with radial hole, communicating with channel of hydraulic nozzle above packer. At that, the plant is equipped with a heat transfer device, the housing of which is made with finning plates with diameter smaller than in the inlet and outlet pipes, wherein finned part is located directly in interval of influx from productive formation with formation between it and casing string with possibility of free passage of liquid from upper formation to reception of sucker-rod pump, inlet branch pipe accommodates swirling device secured on bush and fixed from below by thrust nut. Equipment of the well with a heat transfer device in the interval opposite the upper productive formation will make it possible to provide efficient heating of the formation fluid due to increase of the heat exchange surface and improving heat transfer conditions on the wall of the casing string in the area of the upper productive formation, which is determined by the natural thermal energy of the fluid of the lower formation and heat generated by the electric-centrifugal pump.EFFECT: well pump unit for simultaneous separate operation will make it possible to increase coefficient of oil extraction and productivity of upper productive stratum operated by sucker-rod pump due to reduction of oil viscosity.1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, и может использоваться для одновременно-раздельной добычи нефти из двух продуктивных пластов одной скважиной.The invention relates to the oil and gas industry, and can be used for simultaneous and separate oil production from two productive formations in one well.

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважины двумя погружными насосами (патент РФ №2488689, Е21В 43/14), содержащая колонну лифтовых труб, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для добычи пластового флюида верхнего пласта, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем и электродвигателем для добычи нефти из нижнего пласта.Known borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of the well with two submersible pumps (RF patent No. 2488689, ЕВВ 43/14) containing a string of lift pipes, a rod submersible pump with a hydraulic nozzle for producing reservoir fluid of the upper reservoir, connected to a drive rod located in a column of elevator pipes, the latter are enclosed in a sleeve with a radial hole communicating with the hydraulic nozzle channel above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module and an electric motor for oil extraction from the lower reservoir.

Недостатком данной насосной установки является низкая эффективность эксплуатации верхнего пласта в случае, если его низкая продуктивность обусловлена высокой вязкостью откачиваемой Продукции вследствие недостаточной величины естественной пластовой температуры, не обеспечивающей эффективной подвижности нефти.The disadvantage of this pumping unit is the low operating efficiency of the upper layer if its low productivity is due to the high viscosity of the pumped-out Products due to the insufficient value of the natural reservoir temperature that does not provide effective oil mobility.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (патент РФ №2569526, Е21В 43/14, 43/08 - прототип), включающая колонну лифтовых труб, штанговый погружной насос, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, заключенных в муфте с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом выше пакера, электроприводной погружной насос с входным модулем и электродвигателем, фильтрующий элемент, который устанавливается через муфту к замковой опоре и предотвращает преждевременный чрезмерный износ и заклинивание плунжерной пары из-за попадания механических примесей на прием штангового насоса.A well-known installation for simultaneous and separate operation of wells (RF patent No. 2569526, ЕВВ 43/14, 43/08 - prototype), including a column of lift pipes, a submersible sucker rod pump connected to a drive rod located in the column of lift pipes enclosed in a coupling with a radial hole that communicates with the channel above the packer, an electric drive submersible pump with an input module and an electric motor, a filter element that is installed through the coupling to the lock support and prevents premature excessive wear and jamming of the plunger pair due to mechanical impurities entering the sucker rod pump.

Недостатком известной конструкции является возможность засорения и снижения эффективности фильтрующего элемента отложениями парафинов вследствие низкоэффективного термического режима эксплуатации верхнего пласта, при котором температура пластовой жидкости оказывается ниже температуры начала отложения парафина, а также повышенная напряженность работы штангового насоса в условиях откачки высоковязкой продукции верхнего пласта.A disadvantage of the known design is the possibility of clogging and lowering the efficiency of the filter element by paraffin deposits due to the low-efficient thermal regime of operation of the upper formation, at which the temperature of the reservoir fluid is lower than the temperature of the onset of paraffin deposition, as well as the increased tension of the sucker rod pump when high-viscosity products of the upper formation are pumped out.

Задачей предлагаемого технического решения является увеличение эффективности технологии одновременно-раздельной эксплуатации установкой штангового и электроцентробежного насосов за счет повышения эффективности термического режима эксплуатации верхнего пласта путем прогрева пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины.The objective of the proposed technical solution is to increase the efficiency of the technology for simultaneous and separate operation by installing sucker rod and electric centrifugal pumps by increasing the efficiency of the thermal mode of operation of the upper formation by heating the formation fluid in the annulus of the well.

Поставленная задача решается тем, что скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, электроприводной погружной насос с входным модулем и электродвигателем, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой, соединенный с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, заключенных во втулке с радиальным отверстием, сообщающимся с каналом гидравлической насадки выше пакера, согласно предлагаемому техническому решению установка снабжена теплопередающим устройством, корпус которого выполнен с пластинами оребрения с диаметром меньше, чем в входном и выходном патрубках, причем оребренная часть расположена непосредственно в интервале притока из продуктивного пласта с образованием между ней и обсадной колонной канала с возможностью свободного прохода жидкости из верхнего пласта к Приему штангового насоса, на входном патрубке установлено закручивающее устройство, прикрепленное на втулке и фиксируемое снизу упорной гайкой.The problem is solved in that the borehole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers, containing a column of lift pipes, a packer, an electric drive submersible pump with an input module and an electric motor, a rod submersible pump with a hydraulic nozzle connected to a drive rod located in the column of lift pipes , enclosed in a sleeve with a radial hole communicating with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, according to the proposed technical solution, the installation is equipped with a heat transfer device, the body of which is made with fins with a diameter less than in the inlet and outlet pipes, and the finned part is located directly in the inflow interval from a productive formation with the formation of a channel between it and the casing with the possibility of free passage of fluid from the upper formation to the sucker rod pump, a twisting device is installed on the inlet pipe, attached to the sleeve and fixed from the bottom thrust nut.

Технический результат достигается прогревом и снижением вязкости флюида в межтрубном пространстве между колонной лифтовых труб и перфорированной частью обсадной колонны, за счет наличия пластин оребрения, ускорения и закручивания потока, что обеспечивает более развитую поверхность контакта жидкости со стенкой корпуса и эффективную передачу тепла.The technical result is achieved by heating and reducing the viscosity of the fluid in the annulus between the tubing string and the perforated part of the casing, due to the presence of fins, acceleration and swirling of the flow, which provides a more developed surface of the fluid contact with the wall of the housing and efficient heat transfer.

Оборудование скважины теплопередающим устройством в интервале напротив верхнего продуктивного пласта позволит обеспечить эффективный прогрев пластового флюида за счет увеличения поверхности теплообмена и улучшения условий теплопередачи на стенку обсадной колонны в области верхнего продуктивного пласта, обусловленную естественной тепловой энергией флюида нижнего пласта и тепла производимого электроцентробежным насосом.Equipping the well with a heat transfer device in the interval opposite the upper producing formation will allow for efficient heating of the formation fluid by increasing the heat transfer surface and improving the heat transfer conditions to the casing wall in the region of the upper producing formation, due to the natural thermal energy of the lower formation fluid and the heat produced by the electric centrifugal pump.

На фигуре 1 представлена технологическая схема одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, на фиг. 2 - теплопередающее устройство и механизм распространения тепловой энергии в продуктивный пласт, на фиг. 3 - разрез А теплопередающего устройства.The figure 1 presents the technological scheme of simultaneous-separate operation of two layers, in Fig. 2 - heat transfer device and mechanism for the distribution of thermal energy into the reservoir, FIG. 3 - section A of a heat transfer device.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (фиг. 1-3) содержит втулку 1 с радиальным отверстием 2, штанговый насос 3 с гидравлической насадкой 4 для откачки продукции из межтрубного пространства 5, теплопередающее устройство 6, пакер 7 для разобщения продуктивных пластов 8 и 9, колонну лифтовых труб 10, электроцентробежный насос 11 для откачки продукта из нижнего пласта. Теплопередающее устройство 6 включает в себя корпус 12 с пластинами 13 оребрения, диаметр которого меньше, чем в входном 14 и выходном 15 патрубках, также на входном 14 патрубке установлено закручивающее устройство 16, который крепится на втулку 17 и фиксируется снизу упорной гайкой 18, при этом поток флюида 19 проходящий через теплопередающее устройство ускоряется и закручивается, обеспечивая более развитую поверхность контакта со стенкой корпуса и эффективную передачу тепла. Теплопередающее устройство 6 располагается непосредственно в интервале притока продуктивного пласта. Тепловой поток 20 передается перфорированной части обсадной колонны через пластины оребрения, что является наиболее эффективным, чем через гладкую поверхность.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers (Fig. 1-3) contains a sleeve 1 with a radial hole 2, a sucker rod pump 3 with a hydraulic nozzle 4 for pumping products from the annulus 5, a heat transfer device 6, a packer 7 for uncoupling the productive layers 8 and 9, a column of elevator pipes 10, an electric centrifugal pump 11 for pumping product from the lower layer. The heat transfer device 6 includes a housing 12 with fins 13, the diameter of which is smaller than in the inlet 14 and outlet 15 nozzles, also a twisting device 16 is installed on the inlet 14, which is mounted on the sleeve 17 and fixed from the bottom with a thrust nut 18, while the fluid flow 19 passing through the heat transfer device is accelerated and twisted, providing a more developed contact surface with the wall of the body and efficient heat transfer. The heat transfer device 6 is located directly in the interval of the inflow of the reservoir. Heat flow 20 is transferred to the perforated portion of the casing through the fins, which is more effective than through a smooth surface.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation is as follows.

В стволе скважины в интервале между верхним 8 и нижним 9 пластами на заданной глубине устанавливают пакер 7. Насосную установку в сборе вместе с электроцентробежным насосом 11 и электродвигателем 21 устанавливают на колонне лифтовых труб 10. Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну насосных штанг со скважинным штанговым насосом 3 и теплопередающим устройством 6. Одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу штанговый насос 3 возвратно-поступательным движением колонны насосных штанг 22 наземным приводом и электроцентробежный насос 11 подачей электропитания к электродвигателю. Продукция нижнего пласта 8, нагнетаемая электроцентробежным насосом 11, поступает в теплопередающее устройство 6, поднимается с ускорением в корпусе представляющим собой оребренную трубу с изменяемым сечением и закручивающим устройством 16, попутно передавая тепловую энергию пластовому флюиду, движущемуся к приему штангового насоса 3. Далее продукция нижнего пласта 8, поднимаясь внутри лифтовых труб 10, поступает в обводной канал 23, выше которого смешивается с продукцией верхнего пласта и движется к устью скважины.A packer 7 is installed in the wellbore in the interval between the upper 8 and lower 9 layers at a predetermined depth. The pump assembly, together with the electric centrifugal pump 11 and the electric motor 21, is installed on the column of elevator pipes 10. Then, the column of pump rods with a downhole rod is lowered into the column of elevator pipes. pump 3 and heat transfer device 6. At the same time, either separately or alternately, the sucker rod pump 3 is started by reciprocating movement of the string of sucker rods 22 with a ground drive and the electric centrifugal pump 11 is supplied with electric power to the electric motor. The products of the lower reservoir 8, pumped by the electric centrifugal pump 11, enter the heat transfer device 6, rise with acceleration in the casing, which is a finned tube with a variable cross-section and a twisting device 16, simultaneously transmitting thermal energy to the formation fluid moving to receive the sucker rod pump 3. Next, the products of the lower formation 8, rising inside the elevator pipes 10, enters the bypass channel 23, above which is mixed with the products of the upper formation and moves to the wellhead.

Продукция верхнего пласта 9 поступает в ствол скважины в пространство между обсадной колонной и внешним корпусом теплопередающего устройства 16, поднимается в межтрубном пространстве выше пакера 7 и через радиальное отверстие 2 во втулке 1 и канал 24 гидравлической насадки 4 поступает на прием скважинного штангового насоса 3, приводимого в движение колонной насосных штанг 22 с наземным приводом, далее смешивается с продукцией нижнего пласта 9 и поднимается на устье скважины.The products of the upper formation 9 enter the wellbore into the space between the casing and the outer casing of the heat transfer device 16, rise in the annulus above the packer 7 and through the radial hole 2 in the sleeve 1 and the channel 24 of the hydraulic nozzle 4 enters the borehole sucker rod pump 3, driven in the movement of the string of sucker rods 22 with a ground drive, then mixed with the products of the lower reservoir 9 and rises to the wellhead.

Положительный эффект достигается обеспечением эффективного термического режима эксплуатации верхнего продуктивного пласта путем прогрева пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины и передаче тепла стенке обсадной колонны. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации позволит повысить коэффициент извлечения нефти и продуктивность эксплуатируемого штанговым насосом верхнего продуктивного пласта за счет снижения вязкости нефти.A positive effect is achieved by providing an effective thermal mode of operation of the upper reservoir by heating the reservoir fluid in the annulus of the well and transferring heat to the casing wall. A downhole pumping unit for simultaneous and separate operation will increase the oil recovery coefficient and the productivity of the top productive layer operated by a sucker rod pump due to lower oil viscosity.

Claims

Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers; comprising a column of elevator pipes, a packer, an electric drive submersible pump with an input module and an electric motor, a rod submersible pump with a hydraulic nozzle connected to a drive rod located in a column of elevator pipes enclosed in a sleeve with a radial hole communicating with the hydraulic nozzle channel above the packer, characterized the fact that the installation is equipped with a heat transfer device, the body of which is made with fins with a diameter less than in the inlet and outlet pipes, and the finned part is located directly in the inflow from the reservoir with the formation of a channel between it and the casing with the possibility of free passage of fluid from the upper layer to the sucker rod pump intake, a twisting device is installed on the inlet pipe, attached to the sleeve and fixed from the bottom with a thrust nut.