RU2738615C1 - Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string - Google Patents

Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string Download PDF

Info

Publication number
RU2738615C1
RU2738615C1 RU2020123161A RU2020123161A RU2738615C1 RU 2738615 C1 RU2738615 C1 RU 2738615C1 RU 2020123161 A RU2020123161 A RU 2020123161A RU 2020123161 A RU2020123161 A RU 2020123161A RU 2738615 C1 RU2738615 C1 RU 2738615C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
production
packer
productive
pump
Prior art date
Application number
RU2020123161A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Александрович Иванов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020123161A priority Critical patent/RU2738615C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2738615C1 publication Critical patent/RU2738615C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil production, namely to methods of simultaneous separate production of oil from multilayer well by production string, which excludes oil flows between inhomogeneous formations in well, which ensures elimination of effect on downhole and reservoir characteristics of each productive formation, and can be used both in low-yield and high-yield wells. Method includes assembly of deep-pumping unit comprising a sucker-rod pump consisting of a cylinder, a receiving valve, plunger with a pressure valve, connected to the rod string with centralizers, packer made in the form of self-sealing cups, bypass device, hollow shank and stop, lowering assembly into well, landing of packer and testing of packer for tightness, installation of wellhead equipment, selection of well products. Prior to assemble assembly, formation productive beds are determined, reservoir characteristics of productive formations, formation and bottomhole pressure, flow rate of each formation, mark of position of artificial bottomhole along vertical line and borehole, mean zenith angle of well shaft. Performing perforation of production string in interval of productive formations, upper end of pump cylinder is connected to additional branch pipe, on upper part of additional branch pipe additional collar packer is arranged. If the bottomhole pressure of the upper productive formation is higher than that of the bottom one, the cylinder is made with a side suction valve installed in the pump cylinder in the interval dividing the pump cylinder along the length in proportion to the productive beds productive rates. Shank is assembled consisting of branch pipes and slotted filter, as a stop a plug is used. Prior to descending of subsurface pump unit, well borehole is filled with process fluid with definite density. Top second additional branch pipe upper end is connected with setting hydraulic tool and deep-pump plant is lowered into the well to well bottom with immersion of packers for static well liquid level. Packer with self-sealing cuffs is arranged between productive formations, and additional packer is arranged above upper reservoir, distance between packers is not less than 150 m. Slit-type filter is placed in the interval of the lower payout bed. Pump is arranged in roof interval of upper reservoir. Hydraulic setting tool is withdrawn from the well. Plunger of simultaneous separate extraction pump is lowered on rod string to pump cylinder. Product extraction from two formations is performed by production string at wellhead.
EFFECT: increased efficiency of production of heterogeneous productive formations of multilayer deposits at simultaneous separate operation of two and more formations with production lifting by production string, reduction of forces required for descent and lifting of deep pump unit, exclusion of emergency situations, increased reliability of method at production in low-yield and high-yield wells, expansion of technological capabilities, simplification of method.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам одновременно-раздельной добычи нефти из многопластовой скважины по эксплуатационной колонне, исключающим перетоки нефти между неоднородными пластами в скважине, что обеспечивает исключение влияния на забойные и пластовые характеристики каждого продуктивного пласта и может использоваться как в малодебитных, так и высокодебитных скважинах.The invention relates to oil production, in particular to methods of simultaneous-separate oil production from a multilayer well along a production string, excluding oil flows between heterogeneous formations in the well, which ensures the elimination of the effect on the bottomhole and formation characteristics of each productive formation and can be used both in marginal and and high production wells.
Известен способ беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (патент RU № 2159358, опубл. 20.11.2000). Насосные штанги с центраторами, размещены ниже насосно-компрессорных труб, хвостовик установлен с упором на забой скважины, приемный фильтр смонтирован на хвостовике.There is a known method of pipeless operation of deep piston pumps, including the assembly of a downhole pumping unit containing a sucker rod pump, consisting of a cylinder, a receiving valve, a plunger with an injection valve connected to a sucker rod string with centralizers, a packer, a hollow liner and a stop, lowering the assembly into the well , installation of wellhead equipment, selection of well products (patent RU No. 2159358, publ. 20.11.2000). Sucker rods with centralizers are located below the tubing, the liner is installed with an emphasis on the bottom of the well, the inlet filter is mounted on the liner.
К недостаткам способа относится то, что добыча нефти частично идет по колонне насосно-компрессорных труб, что приводит к повышению гидравлического сопротивления движению, увеличивает металлоемкость скважинного оборудования. Известный способ не обеспечивает раздельную добычу нефти из продуктивных пластов многопластовой скважины, что может привести к смешению продукции и отрицательно воздействовать на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов, а также недостаточно эффективен из-за низкой устойчивости компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов. The disadvantages of this method include the fact that oil production is partially carried out along the tubing string, which leads to an increase in hydraulic resistance to movement, increases the metal consumption of downhole equipment. The known method does not provide separate oil production from productive formations of a multilayer well, which can lead to product mixing and adversely affect the bottomhole and formation characteristics of productive formations, and is also insufficiently effective due to the low stability of the assembly in the well during operation of sucker rod pumps.
Известен способ добычи продукции скважины по эксплуатационной колонне, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины (RU № 2361115, опубл. 10.07.2009). Под приемным клапаном расположено перепускное устройство. Полый хвостовик состоит из верхней и нижней частей. На нижней части хвостовика расположен пакер и упор. Ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями. На хвостовике расположено дополнительное перепускное устройство, выполненное в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика. Полый поршень выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра. Ограниченность осевого перемещения полого плунжера может быть достигнута сужениями, выполненными на концах цилиндра. Герметичность перекрытия сообщения между боковыми каналами и внутренней полостью хвостовика может быть достигнута несколькими вариантами выполнения, например перекрытием боковых каналов цилиндра наружной цилиндрической поверхностью полого поршня либо взаимодействием нижнего конца полого поршня с нижним сужением цилиндра с применением уплотнительных материалов (не показано). Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг, спускают в скважину. При спуске оборудования цилиндр, соединенный с нижней частью хвостовика, под действием силы тяжести висит на полом поршне, соединенным с верхней частью хвостовика, при этом полый поршень взаимодействует с сужением цилиндра. В конце спуска оборудования нижняя часть хвостовика через упор устанавливается на забое скважины. Полый поршень, соединенный с верхней частью хвостовика, продолжает перемещение относительно цилиндра, установленного на нижней части хвостовика, и упирается в сужение цилиндра. В таком положении полого поршня относительно цилиндра герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика. При этом полость скважины, расположенная над пакером, надежно разобщается с полостью скважины, расположенной под пакером. There is a known method for producing well products along a production string, including the assembly of a downhole pumping unit containing a sucker rod pump consisting of a cylinder, a receiving valve, a plunger with an injection valve attached to a sucker rod string with centralizers, a packer made in the form of self-sealing cuffs, a hollow liner and stop, lowering the assembly into the well, installation of wellhead equipment, selection of well production (RU No. 2361115, publ. 10.07.2009). A bypass device is located under the inlet valve. The hollow shank consists of an upper and a lower part. A packer and stop are located on the lower part of the liner. Below the packer and above the stop, the liner is provided with side holes. On the shank there is an additional bypass device made in the form of a cylinder connected to the lower part of the shank, with side channels communicating with the inner cavity of the shank, and a hollow piston connected to the upper part of the shank. The hollow piston is made with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylinder. The limited axial movement of the hollow plunger can be achieved by the restrictions made at the ends of the cylinder. The tightness of the overlap of the communication between the side channels and the inner cavity of the shank can be achieved in several versions, for example, by overlapping the side channels of the cylinder with the outer cylindrical surface of the hollow piston or by the interaction of the lower end of the hollow piston with the lower constriction of the cylinder using sealing materials (not shown). The downhole pumping unit is assembled at the site of operation and on a sucker rod string, lowered into the well. When the equipment is run down, the cylinder connected to the lower part of the liner hangs by gravity on the hollow piston connected to the upper part of the liner, while the hollow piston interacts with the constriction of the cylinder. At the end of running the equipment, the lower part of the liner is set through the stop at the bottom of the well. The hollow piston, connected to the upper part of the shank, continues to move relative to the cylinder mounted on the lower part of the shank, and abuts against the restriction of the cylinder. In this position of the hollow piston relative to the cylinder, the communication between the side channels of the cylinder and the inner cavity of the shank is sealed. In this case, the well cavity located above the packer is reliably separated from the well cavity located under the packer.
Недостатки способа: Disadvantages of the method:
- низкая надежность использования способа в малодебитных скважинах, так как высокие нагрузки веса хвостовика и пакера воздействуют на цилиндр насоса, имеющий недостаточную прочность из-за малых площадей поперечных сечений и прочность резьбовых соединений штанговых насосов малого диаметра;- low reliability of using the method in marginal wells, since high loads of the liner and packer weight act on the pump cylinder, which has insufficient strength due to small cross-sectional areas and the strength of threaded connections of small diameter sucker rod pumps;
- низкая надежность использования способа в высокодебитных скважинах, так как к весу пакера, хвостовика дополняется увеличенный вес насоса, который передается на колонну насосных штанг, что приводит к увеличению нагрузки на наземный привод и к увеличению потребления электроэнергии на механический подъем продукции; - low reliability of using the method in high-production wells, since the weight of the packer and liner is supplemented by the increased weight of the pump, which is transferred to the sucker rod string, which leads to an increase in the load on the surface drive and to an increase in electricity consumption for mechanical lifting of the product;
- низкая эффективность способа за счет отсутствия регулирования спуска компоновки и установки одного пакера, что недостаточно обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов;- low efficiency of the method due to the lack of regulation of running the assembly and installing one packer, which does not sufficiently ensure the stability of the assembly in the well during the operation of sucker rod pumps;
- низкая эффективность способа при использовании для одновременно-раздельной добычи двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне;- low efficiency of the method when used for simultaneous-separate production of two or more productive formations of multilayer fields with lifting of production along the production string;
- отрицательное влияние на забойные и пластовые характеристики продуктивных пластов при смешении перетоков между пластами с разными забойными и пластовыми характеристиками. - negative impact on bottomhole and formation characteristics of productive formations when mixing flows between formations with different bottomhole and formation characteristics.
Техническими задачами являются повышение эффективности выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижение усилия, необходимого для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключение аварийной ситуации, повышение надежности способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширение технологических возможностей, упрощение способа за счет снижение стоимости внедрения.The technical tasks are to increase the efficiency of the production of heterogeneous productive layers of multilayer fields during the simultaneous-separate operation of two or more layers with the lifting of products along the production string, to reduce the effort required to lower and raise the downhole pumping unit, to avoid an emergency, to increase the reliability of the method during production in marginal and high-rate wells, expanding technological capabilities, simplifying the method by reducing the cost of implementation.
Технические задачи решаются способом одновременно-раздельной добычи нефти из двух неоднородных пластов одной скважины по эксплуатационной колонне, включающим сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины.Technical problems are solved by the method of simultaneous-separate oil production from two heterogeneous formations of one well along the production string, including the assembly of a downhole pumping unit containing a sucker rod pump, consisting of a cylinder, a foot valve, a plunger with an injection valve connected to a sucker rod string with centralizers, a packer made in the form of self-sealing collars, a bypass device, a hollow liner and a stop, lowering the assembly into the well, setting the packer and testing the packer for tightness, installing wellhead equipment, sampling well production.
Новым является то, что перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины и производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер, если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов, хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку, перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:What is new is that before assembling the assembly, the intervals of occurrence of productive strata in the well, the reservoir characteristics of the productive strata, reservoir and bottomhole pressures, the flow rate of each layer, the mark of the position of the artificial bottom along the vertical and the wellbore, the average zenith angle of the wellbore are determined and the production string is perforated in the interval of productive formations, the upper end of the pump cylinder is connected to an additional pipe, an additional collar packer is placed on the upper part of the additional pipe, if the bottomhole pressure of the upper productive formation is higher than that of the lower one, then the cylinder is performed with a side suction valve installed in the pump cylinder in the interval, dividing the pump cylinder along the length in proportion to the flow rates of the productive formations, the liner is made prefabricated, consisting of nozzles and a slotted filter, a plug is used as a stop, before lowering the downhole pumping unit, the wellbore is filled with techno logical fluid with a density determined by the formula:
Figure 00000001
Figure 00000001
где Рпл – пластовое давление, Па;where Рпл - reservoir pressure, Pa;
1 – константа; 1 - constant;
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; P is the work safety factor, which takes into account the possibility of increasing reservoir pressure in the bottomhole zone of the well during the workover period;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м, hfrom - mark of the position of the artificial bottom along the vertical of the well, m,
hиз = lиз · cos α (2) hfrom = lfrom cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; where lf is the mark of the position of the artificial bottom along the wellbore, m;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град, α is the mean zenith angle of the wellbore, degrees,
соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости, размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м, щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта, насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта, извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический, спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса, отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины.connect the upper end of the second additional branch pipe with a hydraulic landing tool and lower the downhole pumping unit into the well to the bottom of the well with immersion of the collar packers under the static liquid level, place a packer with self-sealing collars between the productive formations, and an additional packer is placed above the upper productive formation, the distance between with packers of at least 150 m, a slotted filter is placed in the interval of the lower productive formation, the pump is placed in the interval of the roof of the upper productive formation, a hydraulic landing tool is removed from the well, the plunger of the pump of simultaneous production on a rod string is lowered into the pump cylinder, product selection from two layers carried out along the production string at the wellhead.
Сущность технического решения заключается в следующем.The essence of the technical solution is as follows.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб включает определение интервалов залегания нижнего 1 и верхнего 2 продуктивных пластов в скважине 3 для определения глубины спуска оборудования и компоновки в целом, определение параметров пластового давления, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины для определения наиболее оптимального места установки нижнего 4 и верхнего 5 пакеров, определение забойного давления для выбора схемы установки компоновки, определение потенциального дебита по пластам для повышения эффективности одновременно-раздельной добычи из двух и более пластов многопластового месторождения с подъемом продукции скважины по эксплуатационной колонне, исключения смешения продукции разных пластов в интервале продуктивного пласта, исключение возможности отрицательного влияния напластовые характеричтики продуктивного пласта, например на проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны с диаметром 102, 114, 146, 168 мм напротив имеющегося продуктивного участка верхнего 2 и нижнего 1 пласта для обеспечения притока нефти. Сборку глубинно-насосной установки осуществляют в следующей последовательности. Хвостовик выполняют сборным, состоящим из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков. Диаметр патрубков 7 и 8 зависит от производительности насоса. Между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9, диаметр которого соответствует диаметру патрубков 7 и 8, фильтр обеспечивает снижение попадания механических примесей на прием насоса. На конце хвостовика устанавливают заглушку 10, которая обеспечивает сохранность резьбовой части нижнего патрубка при посадке на забой и устойчивость компоновки. Длина нижнего 7 патрубка обеспечивает размещение фильтра в интервале продуктивного 1 пласта. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4, например типа ПРСМ1 или ПДМ. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12. На верхней части дополнительного патрубка 12 размещают дополнительный верхний 5 манжетный пакер для обеспечения разобщения эксплуатационной колонны и зоны перфорации 13 верхнего продуктивного горизонта, что позволяет произвести дальнейший подъем продукции двух продуктивных пластов по эксплуатационной колонне. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Дебит определяют расчетным путем по имеющимся фактическим показателям работы приобщаемого пласта по окружающим скважинам. Цилиндр выполняют с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, для обеспечения приема жидкости из верхнего пласта, прием жидкости с нижнего пласта в цилиндр штангового глубинного насоса обеспечивают за счет основного всасывающего клапана 15 прием которого оборудован фильтром 9. Перед спуском глубинно-насосной установки производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:The method of simultaneous-separate production in a well of a multilayer field without the use of a tubing string includes determining the intervals of occurrence of the lower 1 and upper 2 productive formations in well 3 to determine the depth of equipment running and the assembly as a whole, determining the parameters of reservoir pressure, marking the position of the artificial bottom along vertical and wellbore, mean zenith angle of the wellbore to determine the most optimal location for the lower 4 and upper 5 packers, determine the bottomhole pressure to select the layout of the assembly, determine the potential flow rate in the formations to improve the efficiency of simultaneous production from two or more multi-layer formations fields with the rise of well production along the production casing, exclusion of mixing of products of different formations in the interval of the productive formation, excluding the possibility of a negative effect of bedding characteristics of the productive formation, for example Example for permeability, etc. Produce cumulative perforation of production 6 casing with a diameter of 102, 114, 146, 168 mm opposite the existing productive section of the upper 2 and lower 1 layers to ensure oil flow. The assembly of the downhole pumping unit is carried out in the following sequence. The shank is assembled, consisting of the lower 7 and upper 8 nozzles. The diameter of nozzles 7 and 8 depends on the pump performance. A slotted filter 9 is installed between the nozzles, the diameter of which corresponds to the diameter of the nozzles 7 and 8, the filter reduces the ingress of mechanical impurities into the pump intake. A plug 10 is installed at the end of the shank, which ensures the safety of the threaded part of the lower branch pipe when landing on the bottom and the stability of the assembly. The length of the lower 7 nozzle ensures the placement of the filter in the interval of the productive 1 formation. On the upper 8 branch pipe, a lower collar packer 4 is attached, for example, of the PRSM1 or PDM type. The lower end of the pump cylinder is connected to the upper end of the branch pipe 8 above the lower packer 4. The upper end of the pump cylinder 11 is connected to the additional branch pipe 12. An additional upper 5 collar packer is placed on the upper part of the additional branch pipe 12 to ensure separation of the production casing and the perforation zone 13 of the upper productive horizon , which makes it possible to further lift the production of two productive layers along the production string. The pump cylinder is made with an additional side suction valve 14 installed in the pump cylinder in the interval dividing the pump cylinder along its length in proportion to the production rates. The flow rate is determined by calculation according to the available actual performance indicators of the attached formation for the surrounding wells. The cylinder is equipped with an additional side suction valve 14, to ensure the intake of liquid from the upper layer, the intake of liquid from the lower layer into the cylinder of the sucker rod pump is provided by the main suction valve 15, the intake of which is equipped with a filter 9. Before lowering the downhole pumping unit, the shaft is completely filled wells with process fluid with a density determined by the formula:
Figure 00000001
Figure 00000001
где Рпл – пластовое давление, Па;where Рпл - reservoir pressure, Pa;
1 – 1 (константа) 1 - 1 (constant)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; P is the work safety factor, taking into account the possibility of increasing reservoir pressure in the bottomhole zone of the well during the workover period;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м, hfrom - mark of the position of the artificial bottom along the vertical of the well, m,
hиз = lиз · cos α (2) hfrom = lfrom cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; where lf is the mark of the position of the artificial bottom along the wellbore, m;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град. α - mean zenith angle of the wellbore, deg.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 с инструментом посадочным гидравлическим 17 и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта, расстояние между пакерами не должно быть менее 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4. Необходимое давление для обеспечения герметичного прижатия манжет составляет 10 атм при условии, что над пакером будет расстояние 150 м давление будет составлять 13 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Нижний пакер обеспечивает разделение продуктивных горизонтов, что необходимо для раздельной разработки пластов с различными пластовыми характеристиками. Раздельная добыча обеспечивается разделением продуктивных горизонтов пакерами, которые исключают перетоки между пластами в скважине, смешивается продукция только в процессе подъема жидкости выше второго пакера, что никак не влияет на забойные и пластовые характеристики каждого из продуктивного пласта в отдельности. Верхний пакер обеспечивает подъем продукции по эксплуатационной колонне. Connect the upper end of the second additional pipe 16 with the hydraulic landing tool 17 and lower the assembly with the downhole pumping unit into the well 3, through the plug 10 is installed at the bottom hole 18 of the well. Smooth descent of the assembly to bottomhole 18 is ensured by rubber collars 19 of packer 4 and collars 19 of packer 5. The process fluid, which is filled in the wellbore, ensures safety, excluding gas-water and oil showings, and also ensures smooth descent of the assembly (immersion); if necessary, it is made by adding process fluid. With the immersion of the collar packers under the static liquid level, the tightness of the packer is checked, the well is topped up with process fluid and the production casing is pressurized to a pressure not exceeding 60 atm, and the packer 4 with self-sealing rubber cuffs is placed between the productive layers 1 and 2. The lower packer is sealed by pressing the rubber collars to the production casing under the action of the pressure of the liquid column between the upper and lower packers, coming from the upper formation 2. An additional packer 5 is placed above the upper 2 of the productive formation, the distance between the packers should not be less than 150 m, which ensures 100% operation of the lower packer 4. The required pressure to ensure a hermetic pressing of the cuffs is 10 atm, provided that there is a distance of 150 m above the packer, the pressure will be 13 atm. The slotted filter 9 is placed in the interval of the lower 1 productive formation. The pump 11 is placed in the interval of the roof of the upper 2 productive formation. The hydraulic planting tool 17 is removed from the well and the plunger 20 of the dual production pump on the rod string 21 is lowered into the pump cylinder. When the plunger 20 moves in the cylinder 11 of the pump of simultaneous-separate production upwards, the main 15 suction valve is opened and the product from the lower formation enters the pump cylinder until the plunger passes the additional side 14 suction valve. After the plunger passes the additional suction valve and until the top dead center is reached, the product of the upper layer enters the pump cylinder through the side valve, while the main suction valve closes, since the bottomhole pressure at the upper object is higher than at the lower one. As a result of the reciprocating movement of the plunger, the liquid from the simultaneous production pump is displaced by the plunger into the production string of the wellbore above the upper packer, then the production from both formations due to the operation of the pump rises along the production string at the wellhead, the pressure of the liquid column formed due to the work pump of simultaneous separate production, provides pressing of cuffs and sealing of the upper packer. The lower packer provides separation of productive horizons, which is necessary for separate development of formations with different reservoir characteristics. Separate production is ensured by the separation of productive horizons by packers, which exclude crossflows between layers in the well, the production mixes only in the process of lifting the fluid above the second packer, which does not in any way affect the bottomhole and reservoir characteristics of each of the productive layers separately. The upper packer provides lifting of the product along the production casing.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает надежность при использовании способа в малодебитных скважинах, так как снижаются нагрузки веса оборудования на цилиндр насоса, при использовании способа в высокодебитных скважинах, так как повышается устойчивость хвостовика, исключается обрыв штанг, снижается потребление электроэнергии, способ повышает эффективность добычи за счет регулирования спуска компоновки и установки двух пакеров и фильтра, что обеспечивает устойчивость компоновки в скважине в процессе работы штанговых насосов, исключает аврийные ситуации, расширяет технологические возможности за счет одновременно-раздельной добычи из двух и более продуктивных пластов многопластовых месторождений с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, исключения влияния на забойные и пластовые характеристики неоднородных продуктивных пластов с разными забойными и пластовыми характеристиками.The method of simultaneous-separate production in a well of a multilayer field without the use of a tubing string increases the reliability when using the method in marginal wells, since the weight of the equipment on the pump cylinder is reduced, when using the method in high-flow wells, since the stability of the liner increases, breakage is excluded rods, reduced power consumption, the method increases production efficiency by regulating the running of the assembly and the installation of two packers and a filter, which ensures the stability of the assembly in the well during the operation of sucker rod pumps, eliminates emergency situations, expands technological capabilities due to simultaneous separate production from two and more productive formations of multilayer fields with production lifting along the production casing, eliminating the effect on bottomhole and formation characteristics of heterogeneous productive formations with different bottomhole and formation characteristics.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб осуществляют в следующей последовательности.The method of simultaneous-separate production in a well of a multilayer field without using a tubing string is carried out in the following sequence.
Определяют интервалы залегания продуктивных пластов, например, нижнего 1 и верхнего 2 в скважине 3, определяют параметры пластового и забойного давлений, отметки положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, среднего зенитного угла ствола скважины, потенциальные дебиты по пластам, проницаемость и т.д. Производят кумулятивную перфорацию эксплуатационной 6 колонны, диаметром 146 мм, напротив имеющегося продуктивного участка верхнего и нижнего пласта для обеспечения притока нефти. Собирают компоновку снизу-вверх: хвостовик, выполненный сборным, состоящий из нижнего 7 и верхнего 8 патрубков диаметром 60 мм, на конце хвостовика устанавливают заглушку 10, между патрубками устанавливают щелевой фильтр 9 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м, обеспечивающий снижение попадания механических примесей на прием насоса, а при подъеме компоновки из скважины обеспечивает слив жидкости. Длина нижнего 7 патрубка равна расстоянию от текущего забоя 18 скважины до подошвы нижнего продуктивного пласта 1. На верхнем 8 патрубке присоединен нижний манжетный пакер 4 ПРСМ1. Нижний конец цилиндра насоса соединяют с верхним концом патрубка 8 выше нижнего пакера 4. Верхний конец цилиндра насоса 11 соединяют с дополнительным патрубком 12, например колонной насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм и длиной, обеспечивающей в сумме с длиной насоса расстояние не менее 150 м между пакерами, и размещение дополнительного верхнего 5 манжетного пакера ПРСМ1 на верхней части дополнительного патрубка 12. Цилиндр насоса выполнен с дополнительным боковым всасывающим клапаном 14, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов. Расстояние установки (Lу) дополнительного всасывающего клапана 14 определяется по следующей формуле:Determine the intervals of occurrence of productive formations, for example, the lower 1 and upper 2 in well 3, determine the parameters of reservoir and bottomhole pressures, marks of the position of the artificial bottom along the vertical and the wellbore, the mean zenith angle of the wellbore, potential flow rates by layers, permeability, etc. ... Cumulative perforation of production casing 6, 146 mm in diameter, is carried out opposite the existing productive section of the upper and lower layers to ensure oil flow. The assembly is assembled from the bottom up: a prefabricated shank, consisting of lower 7 and upper 8 nozzles with a diameter of 60 mm, a plug 10 is installed at the end of the shank, a slotted filter 9 with a diameter of 60 mm and a length of at least 1 m is installed between the nozzles, impurities to the pump intake, and when lifting the assembly out of the well, it drains the liquid. The length of the lower 7 branch pipe is equal to the distance from the current bottomhole 18 of the well to the bottom of the lower productive formation 1. On the upper 8 branch pipe, the lower collar packer 4 PRSM1 is attached. The lower end of the pump cylinder is connected to the upper end of the pipe 8 above the lower packer 4. The upper end of the pump cylinder 11 is connected to an additional pipe 12, for example, a tubing string with a diameter of 60 mm and a length that, together with the pump length, provides a distance of at least 150 m between packers, and placement of an additional upper 5 collar packer PRSM1 on the upper part of the additional branch pipe 12. The pump cylinder is made with an additional side suction valve 14 installed in the pump cylinder in the interval dividing the pump cylinder lengthwise in proportion to the production rates. The installation distance (Lu) of the additional suction valve 14 is determined by the following formula:
Lу = Lц * Q1 / (Q1 + Q2) (3)Lу = Lц * Q 1 / (Q 1 + Q 2 ) (3)
где Lу – расстояние от верха цилиндра установки клапана 14, мм;where Lу is the distance from the top of the cylinder of the valve installation 14, mm;
Lц – длина цилиндра, мм, (в соответствии с ГОСТ 31835-2012 длина цилиндра может быть 3300-8700 мм); Lц - cylinder length, mm (in accordance with GOST 31835-2012, the cylinder length can be 3300-8700 mm);
Q1 дебит верхнего пласта, м3/сут; Qone- production rate of the upper layer, m3/ day;
Q2 дебит нижнего пласта, м3/сут. Q2- production rate of the lower layer, m3/ day
При дебите верхнего 2 пласта равного 5 м3/сут, а дебите нижнего 1 пласта – 10 м3/сут, при длине цилиндра 4500 мм дополнительный боковой всасывающий клапан 14 расположен на расстоянии 1500 мм от верха цилиндра Lу = 4500 * 5 / (5 + 10) = 1500 мм. With the flow rate of the upper 2 layer equal to 5 m 3 / day, and the flow rate of the lower 1 layer - 10 m 3 / day, with a cylinder length of 4500 mm, the additional side suction valve 14 is located at a distance of 1500 mm from the top of the cylinder Lу = 4500 * 5 / (5 + 10) = 1500 mm.
Перед спуском компоновки с глубинно-насосной установкой производят полное заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:Before running the assembly with a downhole pumping unit, the wellbore is completely filled with a process fluid with a density determined by the formula:
Figure 00000001
Figure 00000001
где Рпл – пластовое давление, Па;where Рпл - reservoir pressure, Pa;
1 – 1 (константа) 1 - 1 (constant)
П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; P is the work safety factor, which takes into account the possibility of increasing reservoir pressure in the bottomhole zone of the well during the workover period;
hиз – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м. hfrom - mark of the position of the artificial bottom along the vertical of the well, m.
hиз = lиз · cos α (2) hfrom = lfrom cos α (2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; where lf is the mark of the position of the artificial bottom along the wellbore, m;
α – средний зенитный угол ствола скважины, град. α - mean zenith angle of the wellbore, deg.
Соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка 16 диаметром 60 мм и длиной не менее 1 м с инструментом посадочным гидравлическим 17, например Инструмент ИПГ-118-50-500-Т100-К3-00 производства ООО НПФ "ПАКЕР", и спускают компоновку с глубинно-насосной установкой в скважину 3, через заглушку 10 устанавливают на забое 18 скважины. Плавный спуск компоновки до забоя 18 в технологической жидкости обеспечивают за счет резиновых манжет 19 пакера 4 и манжет 19 пакера 5. Технологическая жидкость, которой заполняют ствол скважины обеспечивает безопасность исключая газоводонефтепроявления, а также обеспечивает плавность спуска компоновки (погружение), при необходимости производится, долив технологической жидкости. С погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости проверяют герметичность пакера, производят долив скважины технологической жидкостью и опрессовку эксплуатационной колонны на давление не превышающее 60 атм и размещают пакер 4 с самоуплотняющимися резиновыми манжетами между продуктивными пластами 1 и 2. Герметизацию нижнего пакера осуществляют за счет прижатия резиновых манжет к эксплуатационной колонне под действием давления столба жидкости, находящейся между верхним и нижним пакерами, поступающая из верхнего пласта 2. Дополнительный пакер 5 размещают выше верхнего 2 продуктивного пласта на расстояние между пакерами 150 м, что обеспечивает 100 % срабатывание нижнего пакера 4. Давление для прижатия манжет составляет 10 атм. Щелевой фильтр 9 размещают в интервале нижнего 1 продуктивного пласта. Насос 11 размещают в интервале кровли верхнего 2 продуктивного пласта. Извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический 17 и спускают плунжер 20 насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг 21 в цилиндр насоса. При движении плунжера 20 в цилиндре 11 насоса одновременно-раздельной добычи вверх происходит открытие основного 15 всасывающего клапана и поступление в цилиндр насоса продукции из нижнего пласта - до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой 14 всасывающий клапан. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана и вплоть до достижения верхней мертвой точки, в цилиндр насоса через боковой клапан поступает продукция верхнего пласта, при этом основной всасывающий клапан закрывается, т. к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего. В результате возвратно-поступательного движения плунжера жидкость из насоса одновременно-раздельной добычи вытесняется плунжером в эксплуатационную колонну ствола скважины над верхним пакером, далее продукция из обоих пластов за счет работы насоса поднимается по эксплуатационной колонне на устье скважины, давление столба жидкости, образующееся за счет работы насоса одновременно раздельной добычи, обеспечивает прижатие манжет и герметизацию верхнего пакера. Внедрение способа позволяет сократить расходы на 0,5 млн. рублей на 1 скважину.Connect the upper end of the second additional branch pipe 16 with a diameter of 60 mm and a length of at least 1 m with a hydraulic planting tool 17, for example, IPG-118-50-500-T100-K3-00 Tool manufactured by OOO NPF PAKER, and lower the assembly from the depth pumping unit into the well 3, through the plug 10 is installed at the bottom hole 18 of the well. Smooth descent of the assembly to the bottom hole 18 in the process fluid is ensured by rubber collars 19 of the packer 4 and collars 19 of the packer 5. The process fluid, which is filled in the wellbore, ensures safety, excluding gas-water and oil showings, and also ensures smooth descent of the assembly (immersion); if necessary, it is refilled process fluid. With the immersion of the collar packers under the static liquid level, the tightness of the packer is checked, the well is topped up with process fluid and the production casing is pressurized to a pressure not exceeding 60 atm, and the packer 4 with self-sealing rubber cuffs is placed between the productive layers 1 and 2. The lower packer is sealed by pressing the rubber collars to the production casing under the action of the pressure of the liquid column between the upper and lower packers, coming from the upper formation 2. An additional packer 5 is placed above the upper 2 of the productive formation at a distance between the packers of 150 m, which ensures 100% operation of the lower packer 4. The pressure for pressing the cuffs is 10 atm. The slotted filter 9 is placed in the interval of the lower 1 productive formation. The pump 11 is placed in the interval of the roof of the upper 2 productive formation. The hydraulic planting tool 17 is removed from the well and the plunger 20 of the dual production pump on the rod string 21 is lowered into the pump cylinder. When the plunger 20 moves in the cylinder 11 of the pump of simultaneous-separate production upwards, the main 15 suction valve is opened and the product from the lower formation enters the pump cylinder until the plunger passes the additional side 14 suction valve. After the plunger passes the additional suction valve and until the top dead center is reached, the product of the upper layer enters the pump cylinder through the side valve, while the main suction valve closes, since the bottomhole pressure at the upper object is higher than at the lower one. As a result of the reciprocating movement of the plunger, the liquid from the simultaneous production pump is displaced by the plunger into the production string of the wellbore above the upper packer, then the production from both formations due to the operation of the pump rises along the production string at the wellhead, the pressure of the liquid column formed due to the work pump of simultaneous separate production, provides pressing of cuffs and sealing of the upper packer. The introduction of the method allows to reduce costs by 0.5 million rubles per well.
Способ одновременно-раздельной добычи на скважине многопластового месторождения без применения колонны насосно-компрессорных труб повышает эффективность выработки неоднородных продуктивных пластов многопластовых месторождений при одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, снижает усилия, необходимые для спуска и подьема глубинно-насосной установки, исключает аварийные ситуации, повышает надежность способа при добыче в малодебитных и высокодебитных скважинах, расширяет технологические возможности, упрощает способ за счет снижения стоимости внедрения.The method of simultaneous-separate production at a well of a multilayer field without the use of a tubing string increases the efficiency of the production of heterogeneous productive formations of multilayer fields during the simultaneous-separate operation of two or more reservoirs with lifting the production along the production string, reduces the efforts required for lowering and lifting deep pumping unit, eliminates emergency situations, increases the reliability of the method when producing in low-flow and high-flow wells, expands technological capabilities, simplifies the method by reducing the cost of implementation.

Claims (10)

  1. Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух неоднородных пластов одной скважины по эксплуатационной колонне, включающий сборку глубинно-насосной установки, содержащей штанговый насос, состоящий из цилиндра, приемного клапана, плунжера с нагнетательным клапаном, присоединенного к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, перепускное устройство, полый хвостовик и упор, спуск компоновки в скважину, посадку пакера и испытание пакера на герметичность, монтаж устьевого оборудования, отбор продукции скважины, отличающийся тем, что перед сборкой компоновки определяют интервалы залегания продуктивных пластов в скважине, пластовые характеристики продуктивных пластов, пластовое и забойное давления, дебит каждого пласта, отметку положения искусственного забоя по вертикали и стволу скважины, средний зенитный угол ствола скважины и производят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов, верхний конец цилиндра насоса соединяют с дополнительным патрубком, на верхней части дополнительного патрубка размещают дополнительный манжетный пакер, если забойное давление верхнего продуктивного пласта выше, чем у нижнего, то цилиндр выполняют с боковым всасывающим клапаном, установленным в цилиндре насоса в интервале, делящем цилиндр насоса по длине пропорционально дебитам продуктивных пластов, хвостовик выполняют сборным, состоящим из патрубков и щелевого фильтра, в качестве упора используют заглушку, перед спуском глубинно-насосной установки производят заполнение ствола скважины технологической жидкостью с плотностью, определяемой по формуле:The method of simultaneous-separate oil production from two heterogeneous formations of one well along the production string, including the assembly of a downhole pumping unit containing a sucker rod pump, consisting of a cylinder, a foot valve, a plunger with an injection valve attached to a sucker rod string with centralizers, a packer made in the form of self-sealing collars, a bypass device, a hollow liner and stop, lowering the assembly into the well, planting the packer and testing the packer for leaks, installing wellhead equipment, sampling the well product, characterized in that before assembling the assembly, the intervals of occurrence of productive formations in the well are determined, reservoir characteristics of productive formations, reservoir and bottomhole pressures, flow rate of each formation, mark the position of the artificial bottom along the vertical and the wellbore, the mean zenith angle of the wellbore and perforate the production string in the interval of the productive formations, the upper end of the pump cylinder with combined with an additional branch pipe, an additional collar packer is placed on the upper part of the additional branch pipe; if the bottomhole pressure of the upper productive formation is higher than that of the lower one, then the cylinder is performed with a side suction valve installed in the pump cylinder in the interval dividing the pump cylinder lengthwise in proportion to the production flow rates reservoirs, the liner is made prefabricated, consisting of nozzles and a slotted filter, a plug is used as a stop, before lowering the downhole pumping unit, the wellbore is filled with a process fluid with a density determined by the formula:
  2. Figure 00000002
    Figure 00000002
  3. где Р пл – пластовое давление, Па;where R PL - reservoir pressure, Pa;
  4. 1 – константа; 1 - constant;
  5. П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; P is the work safety factor, which takes into account the possibility of increasing reservoir pressure in the bottomhole zone of the well during the workover period;
  6. h из – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м, h from - the mark of the position of the artificial bottom along the vertical of the well, m,
  7. Figure 00000003
    Figure 00000003
  8. где l из – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; where l from is the mark of the position of the artificial bottom along the wellbore, m;
  9. α – средний зенитный угол ствола скважины, град,α is the mean zenith angle of the wellbore, degrees,
  10. соединяют верхний конец второго дополнительного патрубка с инструментом посадочным гидравлическим и спускают глубинно-насосную установку в скважину до забоя скважины с погружением пакеров манжетных под статический уровень жидкости, размещают пакер с самоуплотняющимися манжетами между продуктивными пластами, а дополнительный пакер размещают выше верхнего продуктивного пласта, расстояние между пакерами не менее 150 м, щелевой фильтр размещают в интервале нижнего продуктивного пласта, насос размещают в интервале кровли верхнего продуктивного пласта, извлекают из скважины инструмент посадочный гидравлический, спускают плунжер насоса одновременно-раздельной добычи на колонне штанг в цилиндр насоса, отбор продукции из двух пластов осуществляют по эксплуатационной колонне на устье скважины.connect the upper end of the second additional branch pipe with a hydraulic landing tool and lower the downhole pumping unit into the well to the bottom of the well with immersion of the collar packers under the static liquid level, place a packer with self-sealing collars between the productive formations, and an additional packer is placed above the upper productive formation, the distance between with packers of at least 150 m, a slotted filter is placed in the interval of the lower productive formation, the pump is placed in the interval of the roof of the upper productive formation, a hydraulic landing tool is removed from the well, the plunger of the pump of simultaneous production on a rod string is lowered into the pump cylinder, product selection from two layers carried out along the production string at the wellhead.
RU2020123161A 2020-07-13 2020-07-13 Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string RU2738615C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020123161A RU2738615C1 (en) 2020-07-13 2020-07-13 Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020123161A RU2738615C1 (en) 2020-07-13 2020-07-13 Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2738615C1 true RU2738615C1 (en) 2020-12-14

Family

ID=73835126

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020123161A RU2738615C1 (en) 2020-07-13 2020-07-13 Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2738615C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
US6684956B1 (en) * 2000-09-20 2004-02-03 Wood Group Esp, Inc. Method and apparatus for producing fluids from multiple formations
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2361115C1 (en) * 2008-03-31 2009-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
RU2520315C2 (en) * 2012-09-17 2014-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") Dual production method from two beds in same well
RU2574655C1 (en) * 2014-12-30 2016-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Sucker rod pump unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
US6684956B1 (en) * 2000-09-20 2004-02-03 Wood Group Esp, Inc. Method and apparatus for producing fluids from multiple formations
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2361115C1 (en) * 2008-03-31 2009-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
RU2520315C2 (en) * 2012-09-17 2014-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") Dual production method from two beds in same well
RU2574655C1 (en) * 2014-12-30 2016-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Sucker rod pump unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8006756B2 (en) Gas assisted downhole pump
US5497832A (en) Dual action pumping system
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
MX2014000947A (en) System and method for production of reservoir fluids.
US6854518B1 (en) Method and apparatus for enhancing production from an oil and/or gas well
US7621339B2 (en) Downhole production and injection pump system
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
CA2775105C (en) Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
RU2598948C1 (en) Landing for dual production and injection
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2364708C1 (en) Unit borehole rod pumping with double-acting pump
US20170191355A1 (en) Two-step artificial lift system and method
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU79935U1 (en) CONSTRUCTION OF A MULTIPLE WELL FOR SIMULTANEOUS OPERATION OF MULTIPLE RESURSES OF DIFFERENT PRODUCTIVITY
RU2528469C1 (en) Pump unit for separate operation of two beds
US20110203792A1 (en) System, method and assembly for wellbore maintenance operations
RU53737U1 (en) DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE
RU2724715C1 (en) Operating method of water-flooded oil formation
CN212535608U (en) Rubber sleeve packer and water exploration pipe column provided with same
RU2739805C1 (en) Gas lift unit
RU2054528C1 (en) Method for separated lifting of products of producing wells
RU41810U1 (en) Borehole PUMP PUMP FOR PRODUCING PLASTIC LIQUIDS
RU2150024C1 (en) Pumping unit for oil recovery from deep wells