RU2738875C1 - Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions) - Google Patents

Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2738875C1
RU2738875C1 RU2020121610A RU2020121610A RU2738875C1 RU 2738875 C1 RU2738875 C1 RU 2738875C1 RU 2020121610 A RU2020121610 A RU 2020121610A RU 2020121610 A RU2020121610 A RU 2020121610A RU 2738875 C1 RU2738875 C1 RU 2738875C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cable
installation
load
valve
esp
Prior art date
Application number
RU2020121610A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Виктор Георгиевич Островский
Дмитрий Валерьевич Горбунов
Евгений Вячеславович Пошвин
Максим Олегович Перельман
Original Assignee
Акционерное общество "Новомет-Пермь"
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 Акционерное общество "Новомет-Пермь" filed Critical Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority to RU2020121610A priority Critical patent/RU2738875C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2738875C1 publication Critical patent/RU2738875C1/en
Priority to PCT/RU2021/000246 priority patent/WO2021262033A1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00—Pumping installations or systems
    • F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00—Details, component parts, or accessories
    • F04D29/60—Mounting; Assembling; Disassembling
    • F04D29/62—Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps
    • F04D29/628—Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps especially adapted for liquid pumps

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: group of inventions relates to oil industry and can be used for mounting installations of electric-centrifugal submersible pumps (ESP) on a load-carrying cable. Mounting method includes arrangement of extractable packer on lower end of tubing string, successive installation of cable suspension unit, X-mas tree, block of preventers and lubricator with sealing unit, lowering through lubricator into tubing string using load-carrying cable of electric-centrifugal pump and plug-in cutoff valve, docking shut-off valve with seat and connection of load-carrying cable upper end to cable suspension unit. Cable suspension unit is arranged above X-mas tree, extractable packer is suspended to electric-centrifugal pump and lowered together with shut-off valve into well through lubricator. Method can be used for installation of plants in the non-dead wells both without preliminary preparation of the submersible equipment in the well, and for installation in the well, in which there is ESP, for example, failed.
EFFECT: inventions are aimed at simplification of ESP installation process on load carrying cable and reduction of labor intensity due to elimination of additional costs for round-trip lifting of tubing.
8 cl, 2 dwg

Description

Изобретения относятся к нефтяной промышленности и могут быть использованы для монтажа установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН) на грузонесущем кабеле.The inventions relate to the oil industry and can be used for the installation of electric submersible pumps (ESP) on a load-carrying cable.

Известен способ монтажа погружных насосных установок на грузонесущем кабеле, помещенном внутри стальной трубки (US 6328111 B1) в незаглушенную скважину через устьевые превенторы. Нижний барьер (клапан) давления устанавливают в скважине на глубине, превышающей длину УЭЦН, УЭЦН спускают через лубрикатор в камеру, образованную между уровнем с этим барьером и превенторами, после чего превенторы закрывают, нижний барьер открывают и производят спуск установки на заданную глубину.A known method of mounting submersible pumping units on a load-carrying cable placed inside a steel tube (US 6328111 B1) in an unstuffed well through wellhead preventers. The lower pressure barrier (valve) is installed in the well at a depth exceeding the length of the ESP, the ESP is lowered through the lubricator into the chamber formed between the level with this barrier and the preventers, after which the preventers are closed, the lower barrier is opened and the unit is lowered to a predetermined depth.

Недостатком метода является необходимость использования системы верхнего заканчивания, предустановленного в скважину заранее. Кроме того, использование кабеля в стальной трубке значительно усложняет необходимое поверхностное оборудование для спуска УЭЦН.The disadvantage of this method is the need to use an upper completion system pre-installed in the well in advance. In addition, the use of a cable in a steel tube significantly complicates the surface equipment required for running an ESP unit.

Наиболее близким является способ монтажа УЭЦН на грузонесущем кабеле [WO 2019/083352, Е21В 43/12, H02G 15/02, опубл. 02.05.2019], который включает в себя монтаж извлекаемого пакера с ниппелем, способного принять электроцентробежный насос в нижнем конце скважины под давлением, монтаж блока кабельного ввода между блоком подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) и фонтанной арматурой скважины и подключение узла управления давлением к фонтанной арматуре. Выше фонтанной арматуры устанавливается блок превенторов и лубрикатор. Способ предусматривает спуск вставного клапана-отсекателя и электроцентробежного насоса через узел управления давлением и лубрикатор вдоль подвески НКТ с использованием грузонесущего кабеля, нижний конец которого прикреплен к насосу, а верхний к подвеске кабеля, установленной в блоке кабельного ввода, проведение монтажа вставного клапана-отсекателя, обеспечивающего его стыковку с трубным клапаном-отсекателем, собранным в составе системы НКТ, и монтаж электроцентробежного насоса на предварительно спущенном извлекаемом пакере в нижнем конце скважины под давлением таким образом, чтобы обеспечить удержание веса ЭЦН извлекаемым пакером.The closest is the method of mounting the ESP on a load-carrying cable [WO 2019/083352, E21B 43/12, H02G 15/02, publ. 05/02/2019], which includes the installation of a retrievable packer with a nipple capable of receiving an electric centrifugal pump at the lower end of the well under pressure, installation of a cable entry block between the tubing suspension block and the Christmas tree and the connection of the pressure control unit to Christmas tree. Above the X-mas tree, a preventer block and a lubricator are installed. The method involves lowering a plug-in shut-off valve and an electric centrifugal pump through a pressure control unit and a lubricator along the tubing hanger using a load-carrying cable, the lower end of which is attached to the pump, and the upper end to the cable hanger installed in the cable entry block, installation of a plug-in shut-off valve, ensuring its docking with the pipe shut-off valve, assembled as part of the tubing system, and installation of an electric centrifugal pump on a previously released retrievable packer at the lower end of the well under pressure in such a way as to maintain the weight of the ESP by the retrievable packer.

Недостатками указанного способа являются необходимость монтажа пакера с посадочным местом под УЭЦН, который влечет за собой проведение спуско-подъемных работ всей колонны НКТ, а также расположение блока подвески кабеля под фонтанной арматурой, что увеличивает трудоемкость и сложность процедуры монтажа.The disadvantages of this method are the need to install a packer with a seat under the ESP, which entails running the entire tubing string, as well as the location of the cable suspension unit under the Christmas tree, which increases the labor intensity and complexity of the installation procedure.

Задачей настоящего изобретения является упрощение процесса монтажа УЭЦН на грузонесущем кабеле и сокращение трудоемкости за счет исключения дополнительных затрат на спуско-подъемные работы НКТ.The objective of the present invention is to simplify the process of ESP installation on a carrying cable and reduce labor intensity by eliminating additional costs for running tubing.

Указанный результат достигается тем, что в способе монтажа установки электроцентробежного насоса на грузонесущем кабеле, включающим в себя: размещение-извлекаемого пакера на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб, последовательную установку блока подвески кабеля, фонтанной арматуры, блока превенторов и лубрикатора с узлом герметизации, спуск через лубрикатор в НКТ с использованием грузонесущего кабеля электроцентробежного насоса и вставного клапана-отсекателя, стыковку вставного клапана-отсекателя с посадочным местом, присоединение верхнего конца грузонесущего кабеля к блоку подвески кабеля, согласно изобретению, блок подвески кабеля размещают выше фонтанной арматуры, извлекаемый пакер подвешивают к электроцентробежному насосу и спускают их вместе с клапаном-отсекателем в скважину через лубрикатор.This result is achieved by the fact that in the method of mounting the installation of an electric centrifugal pump on a load-carrying cable, including: placing a retrievable packer at the lower end of the tubing string, sequential installation of a cable hanger block, Christmas tree, a preventer block and a lubricator with a sealing unit, descent through a lubricator in tubing using a load-carrying cable of an electric centrifugal pump and a plug-in shut-off valve, docking of a plug-in shut-off valve with a seat, connecting the upper end of the load-carrying cable to the cable suspension unit, according to the invention, the cable suspension unit is placed above the Christmas tree, the retrieved packer is suspended to the electric centrifugal pump and lower them together with the shut-off valve into the well through the lubricator.

Кроме того, спуск электроцентробежного насоса совместно с извлекаемым пакером осуществляют через лубрикатор.In addition, the running of the electric centrifugal pump together with the retrievable packer is carried out through a lubricator.

При этом стыковку вставного клапана-отсекателя с посадочным местом осуществляют выше или ниже УЭЦН.In this case, the docking of the plug-in shut-off valve with the seat is carried out above or below the ESP.

Для размещения вставного клапана-отсекателя ниже УЭЦН посадочное место могут формировать в извлекаемом пакере, при этом возможно выполнение вставного клапана-отсекателя в виде единого целого с пакером.To place the plug-in shut-off valve below the ESP, the seat can be formed in the retrievable packer, while the plug-in shut-off valve can be made in one piece with the packer.

Как вариант, посадочное место для вставного клапана-отсекателя могут формировать в составе НКТ.Alternatively, the seat for a plug-in shut-off valve can be formed as part of the tubing.

Предлагаемый способ может быть применен для монтажа установок в не заглушенные скважины как без предварительной подготовки погружного оборудования в скважине (с использованием имеющейся системы заканчивания), так и для монтажа в скважину, в которой уже есть УЭЦН, например, после отказа этой УЭЦН. Во втором случае монтаж осуществляется внутрь НКТ, на которых установлена отказавшая УЭЦН.The proposed method can be used for installation of installations in non-plugged wells both without preliminary preparation of downhole equipment in the well (using the existing completion system), and for installation in a well that already has an ESP, for example, after the failure of this ESP. In the second case, installation is carried out inside the tubing on which the failed ESP is installed.

В альтернативном варианте реализации предлагаемого способа для монтажа в заглушенных скважинах отпадает необходимость использования лубрикатора и вставного клапана-отсекателя и соответственно стыковки вставного клапана-отсекателя с посадочным местом.In an alternative embodiment of the proposed method for installation in plugged wells, there is no need to use a lubricator and a plug-in shut-off valve and, accordingly, docking of the plug-in shut-off valve with the seat.

Использование в составе установки спускаемого вместе с электроцентробежным насосом извлекаемого пакера, который не требует специального посадочного ниппеля в колонне НКТ, и изменение расположения элементов устьевого оборудования способствуют снижению трудозатрат при монтаже.The use of a recoverable packer, which is lowered together with an electric centrifugal pump, as part of the installation, which does not require a special landing nipple in the tubing string, and a change in the arrangement of wellhead equipment elements contribute to reducing labor costs during installation.

Сущность заявляемых изобретений поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана принципиальная схема установки ЭЦН на грузонесущем кабеле, смонтированная заявляемым способом в не заглушенной скважине; на фиг. 2 - установка, смонтированная в заглушенной скважине.The essence of the claimed inventions is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows a schematic diagram of an ESP installation on a load-carrying cable, mounted by the claimed method in a non-plugged well; in fig. 2 - installation mounted in a dead well.

Для проведения монтажа требуется следующее наземное оборудование: 1 - подъемная катушка (барабан) с намотанным на нее грузонесущим кабелем, 10, 2 - стационарный ролик, закрепленный к поверхности площадки, подвесной ролик 3, подвешенный на подъемном кране 4, фонтанная арматура 5, выше которой установлены: блок подвески и герметизации кабельной линии 6, блок превенторов 7, лубрикатор 8 с узлом герметизации 9 в верхней части. В состав погружного оборудования входят грузонесущий кабель 10, вставной клапан-отсекатель 11, УЭЦН 12, извлекаемый пакер 13, устанавливаемый в колонну насосно-компрессорных труб 14 или обсадную колонну 15, а также трубный клапан-отсекатель 16. На грузонесущем кабеле 10 закреплены нижняя грузонесущая муфта 17, соединенная с УЭЦН 12, и верхняя грузонесущая муфта 18, размещаемая между блоком превенторов 7 и фонтанной арматурой 5.For installation, the following ground equipment is required: 1 - a lifting reel (drum) with a load-carrying cable wound on it, 10, 2 - a stationary roller fixed to the surface of the site, a suspension roller 3 suspended on a crane 4, a Christmas tree 5, above which installed: cable line suspension and sealing unit 6, preventer unit 7, lubricator 8 with sealing unit 9 in the upper part. The submersible equipment includes a load-carrying cable 10, a plug-in shut-off valve 11, an ESP 12, an extractable packer 13 installed in a tubing string 14 or a casing string 15, as well as a pipe shut-off valve 16. The lower load-carrying cable is attached to the load-carrying cable 10. clutch 17, connected to the ESP 12, and the upper load-carrying clutch 18, placed between the preventer block 7 and the Christmas tree 5.

Для конечной стадии монтажа может быть использован трос 19 (или оставшийся кусок кабеля 10).For the final stage of installation, cable 19 (or the remaining piece of cable 10) can be used.

Монтаж установки в незаглушенную скважину (фиг. 1) в том случае, если спуск производится в колонну НКТ, смонтированную в скважину, осуществляется следующим образом.Installation of the installation in an unstuffed well (Fig. 1) in the event that the lowering is carried out into the tubing string installed in the well is carried out as follows.

Трубный клапан-отсекатель 16, размещенный в составе колонны НКТ, перекрывают. На поверхности скважины выше фонтанной арматуры 5 сначала устанавливают блок подвески и герметизации кабельной линии 6, а над ним - блок превенторов 7.The pipe shut-off valve 16, located in the tubing string, is shut off. On the surface of the well above the Christmas tree 5, first, a suspension and sealing unit for the cable line 6 is installed, and above it, a block of preventers 7.

Грузонесущий кабель 10 с подъемной катушки 1 пропускают через ролики 2 и 3, а затем через узел герметизации 9 и лубрикатор 8. После чего на кабель надевают вставной клапан- отсекатель 11, а нижний конец кабеля 10 присоединяют к верхнему концу УЭЦН 12 при помощи нижней грузонесущей муфты 17. Затем УЭЦН 12, закрепленную на нижнем конце грузонесущего кабеля 10, с подвешенным снизу извлекаемым пакером 13 и выше расположенным вставным клапаном-отсекателем 11, заводят в лубрикатор 9 и вместе с ним устанавливают на блок превенторов 7 при помощи крана 4.The load-carrying cable 10 from the lifting coil 1 is passed through the rollers 2 and 3, and then through the sealing unit 9 and the lubricator 8. After that, a plug-in cut-off valve 11 is put on the cable, and the lower end of the cable 10 is connected to the upper end of the ESP 12 using the lower load-carrying couplings 17. Then the ESP 12, fixed at the lower end of the load-carrying cable 10, with a removable packer 13 suspended from below and a plug-in cut-off valve 11 located above, is inserted into the lubricator 9 and, together with it, is installed on the preventer block 7 using the crane 4.

УЭЦН 12 с пакером 13 опускают до места установки вставного клапана-отсекателя 11 внутри трубного клапана-отсекателя 16, где локаторы на клапане-отсекателе 11 фиксируются в трубном клапане-отсекателе 16, после чего вставной клапан-отсекатель 11 отцепляется от УЭЦН 12 и встает на посадочное место, а УЭЦН 12 продолжают спускать до заданной глубины пакеровки (за вычетом расстояния на монтаж подвески грузонесущего кабеля 10 на устье). Клапан-отсекатель 11 при таком спуске фиксируют выше УЭЦН 12.The ESP 12 with a packer 13 is lowered to the installation site of the plug-in cut-off valve 11 inside the pipe cut-off valve 16, where the locators on the cut-off valve 11 are fixed in the pipe cut-off valve 16, after which the plug-in cut-off valve 11 is unhooked from the ESP 12 and stands on the seat, and the ESP 12 continues to be lowered to a given packer depth (minus the distance for mounting the suspension of the carrying cable 10 at the mouth). The shut-off valve 11 with such a descent is fixed above the ESP 12.

Превенторы 7 закрывают, в результате чего происходит уплотнение - по грузонесущему кабелю 10. Лубрикатор 8 отсоединяют от превенторов 7 и приподнимают краном 4. Для дополнительной защиты линия с грузонесущим кабелем 10 может быть оснащена держателем кабеля (не показан), который жестко крепится на грузонесущем кабеле 10 выше превенторов и предохраняет от падения УЭЦН 12 и грузонесущего кабеля 10 в скважину. УЭЦН 12 висит на кабеле 10/превенторах 7. Грузонесущий кабель 10 обрезают выше держателя/превенторов 7. На верхний конец линии с грузонесущим кабелем 10 устанавливают грузонесущую муфту 18 с выводом электрических контактов. К верхнему концу грузонесущей муфты 18 крепят трос 19 или оставшийся кусок грузонесущего кабеля 10, пропущенные через ролики 2 и 3, лубрикатор 8 и узел герметизации 9. Лубрикатор 8 с узлом герметизации 9 устанавливают на превенторы 7. Производят натяжку троса/грузонесущего кабеля 10 катушкой 1. Открывают превенторы 7, спускают УЭЦН и вставной клапан-отсекатель 11 на кабеле 10 до трубного клапана-отсекателя 16, в котором фиксируется вставной клапан отсекатель 11. Далее УЭЦН 12 с пакером 13 спускаются до заданной глубины подвески. Затем проводится пакеровка пакера 13 любым известным способом (механическим, электрическим, гидравлическим и т.п.). После занятия УЭЦН 12 рабочего положения верхняя грузонесущая муфта 18 встает на посадочное место внутри блока подвески кабельной линии 6 и уплотняется по нему.BOPs 7 are closed, as a result of which a seal occurs - along the carrying cable 10. Lubricator 8 is disconnected from the BOPs 7 and lifted by a crane 4. For additional protection, the line with the carrying cable 10 can be equipped with a cable holder (not shown), which is rigidly attached to the carrying cable 10 above the preventers and protects from falling ESP 12 and load-carrying cable 10 into the well. The ESP 12 hangs on the cable 10 / BOPs 7. The load-carrying cable 10 is cut above the holder / BOPs 7. On the upper end of the line with the load-carrying cable 10, a load-carrying sleeve 18 is installed with the output of electrical contacts. To the upper end of the load-carrying clutch 18, a cable 19 or the remaining piece of a load-carrying cable 10 is attached, passed through rollers 2 and 3, a lubricator 8 and a sealing unit 9. A lubricator 8 with a sealing unit 9 is installed on the preventers 7. The cable / load-carrying cable 10 is tensioned with a coil 1 Open the preventers 7, lower the ESP and the plug-in cut-off valve 11 on the cable 10 to the pipe cut-off valve 16, in which the plug-in cut-off valve 11 is fixed. Next, the ESP 12 with the packer 13 are lowered to a predetermined suspension depth. Then the packer 13 is packaged by any known method (mechanical, electrical, hydraulic, etc.). After the ESP 12 occupies the working position, the upper load-carrying sleeve 18 fits into a seat inside the cable line suspension unit 6 and is sealed along it.

По завершению спуска УЭЦН 12 снимают лубрикатор 8. Превенторы 7 могут быть демонтированы или оставлены на устье скважины в качестве дополнительной степени защиты. К электрическим контактам верхней грузонесущей муфты 18 присоединяют электрический наземный кабель для подачи напряжения на УЭЦН 12.Upon completion of running the ESP 12, the lubricator 8 is removed. The preventers 7 can be dismantled or left at the wellhead as an additional degree of protection. An electrical ground cable is connected to the electrical contacts of the upper load-carrying clutch 18 to supply voltage to the ESP 12.

Демонтаж установки осуществляется в обратной последовательности.The unit is dismantled in the reverse order.

Грузонесущая муфта 18 может быть собрана после пропускания кабеля 10 через узел герметизации 9, либо смонтирована на кабеле заранее. Во втором случае требуется специальный сборный узел герметизации, либо кабель должен быть пропущен через него до сборки грузонесущей муфты на заводе-изготовителе и поставлен совместно с муфтой и узлом герметизации в сборе.The load-carrying sleeve 18 can be assembled after passing the cable 10 through the sealing unit 9, or mounted on the cable in advance. In the second case, a special prefabricated sealing unit is required, or the cable must be passed through it before assembling the load-carrying sleeve at the factory and supplied together with the sleeve and the sealing assembly assembled.

Для управления превенторами 7 и узлом герметизации 9 лубрикатора 8 может быть использована гидравлическая система, управляющая герметизацией при помощи увеличения и снижения давления в гидравлических линиях.To control the preventers 7 and the sealing unit 9 of the lubricator 8, a hydraulic system can be used that controls the sealing by increasing and decreasing the pressure in the hydraulic lines.

В случае наступления аварийной ситуации могут быть перекрыты следующие каналы: в трубном клапане-отсекателе 16 (до спуска УЭЦН), во вставном клапане-отсекателе 11 (после установки его в заданную позицию), в превенторах 7 (в любой момент времени), в узле герметизации 9 (в любой момент времени при соединении лубрикатора 8 с превенторами 7).In the event of an emergency, the following channels can be closed: in the pipe shut-off valve 16 (before the ESP is lowered), in the plug-in shut-off valve 11 (after installing it in a given position), in preventers 7 (at any time), in the unit sealing 9 (at any time when connecting the lubricator 8 with the preventers 7).

В некоторых вариантах реализации заявляемого способа вставной клапан-отсекатель 11 могут перед спуском прикреплять к нижнему модулю УЭЦН 12 или подвешивать к УЭЦН 12 на трубе (не показано), при этом посадочное место для его стыковки формируют ниже места размещения УЭЦН 12, в частности, в извлекаемом пакере 13 или в составе колонны НКТ 14. Кроме того, под УЭЦН возможно размещение вставного клапан-отсекателя 11 в трубном клапан-отсекателе 16 (вариант не показан). Монтаж такого вставного клапана-отсекателя 11 проводится за одну операцию с монтажом УЭЦН.In some embodiments of the proposed method, the plug-in shut-off valve 11 can be attached to the lower module of the ESP 12 before launching or suspended from the ESP 12 on a pipe (not shown), while the seat for its docking is formed below the location of the ESP 12, in particular, in retrievable packer 13 or as part of the tubing string 14. In addition, under the ESP it is possible to place a plug-in shut-off valve 11 in the pipe shut-off valve 16 (option not shown). The installation of such a plug-in shut-off valve 11 is carried out in one operation with the installation of the ESP.

Для повышения технологичности монтажа вставной клапан-отсекатель 11 может быть выполнен в виде единого целого с пакером, например, с общими корпусными деталями, либо сборка этих устройств вместе осуществляется производителем, до отправки на месторождение. Монтаж такого устройства выполняется за одну операцию.To improve the manufacturability of installation, the plug-in shut-off valve 11 can be made as a single piece with the packer, for example, with common body parts, or the assembly of these devices together is carried out by the manufacturer, before being sent to the field. Installation of such a device is performed in one operation.

Описанный способ монтажа может быть осуществлен непосредственно в обсадную колонну скважины. В этом случае будет отсутствовать трубный клапан-отсекатель, вставной клапан-отсекатель и исключены операции, связанные с ними. Остальные процедуры монтажа остаются неизменными.The described installation method can be carried out directly into the well casing. In this case, there will be no pipe shut-off valve, a plug-in shut-off valve and the operations associated with them are excluded. The rest of the installation procedures remain unchanged.

Предлагаемый способ монтажа может использоваться для спуска в скважину с уже установленной и отказавшей УЭЦН, подвешенной на НКТ, УЭЦН малого габарита, поперечный размер которой меньше внутреннего диаметра НКТ. Процедура спуска при этом не меняется.The proposed installation method can be used for running into a well with an already installed and failed ESP, suspended on tubing, small ESP, the transverse dimension of which is less than the inner diameter of the tubing. This does not change the descent procedure.

Для всех вариантов монтажа используются два независимых подъемных механизма, например кран, но могут использоваться и другие подъемные механизмы.All mounting options use two independent hoists such as a crane, but other hoists can be used.

По второму варианту реализации предлагаемого изобретения для монтажа установки на заглушенной скважине требуется следующее наземное оборудование: 1 - подъемная катушка (барабан) с намотанным на нее грузонесущим кабелем 10, 2 - стационарный ролик, закрепленный к поверхности площадки, 3 - подвесной ролик, подвешенный на подъемном кране 4. Также для монтажа требуется установленные выше фонтанной арматуры 5 блок подвески и герметизации кабельной линии 6. Также опционально могут быть установлены превенторы 7 (аналогично первому варианту). В состав погружного оборудования входят грузонесущий кабель 10, УЭЦН - 12 и извлекаемый пакер 13.According to the second embodiment of the proposed invention, the following ground equipment is required for mounting the installation on a shut-in well: 1 - a lifting reel (drum) with a load-carrying cable wound on it, 2 - a stationary roller fixed to the surface of the platform, 3 - a suspension roller suspended on a lifting crane 4. Also, for installation, a block of suspension and sealing of the cable line 6 is required for installation above the Christmas tree 5. Also, optionally, preventers 7 can be installed (similar to the first option). The submersible equipment includes load-carrying cable 10, ESP - 12 and retrievable packer 13.

Монтаж установки в заглушенную скважину осуществляется следующим образом.Installation of the installation in a dead well is carried out as follows.

Выше фонтанной арматуры 5 скважины устанавливают блок подвески и герметизации кабельной линии 6, над блоком 6 размещают превенторы 7.Above the X-mas tree 5 of the well, a suspension and sealing unit for the cable line 6 is installed, and preventers 7 are placed above the unit 6.

Грузонесущий кабель 10 пропускают через ролики 2 и 3. Нижний конец кабеля 10 присоединяется к верхнему концу УЭЦН 12 при помощи нижней грузонесущей муфты 17. На нижний конец УЭЦН 12 навешивают извлекаемый пакер 13. УЭЦН 12 с пакером 13 на присоединенном грузонесущем кабеле 10 спускают через превенторы 7 при помощи крана 4 и опускают до заданной глубины пакеровки (за вычетом расстояния на монтаж подвески кабельной линии на устье).The load-carrying cable 10 is passed through rollers 2 and 3. The lower end of the cable 10 is connected to the upper end of the ESP 12 using the lower load-carrying sleeve 17. A retrievable packer is hung on the lower end of the ESP 12. The packer 13 is hung on the lower end of the ESP 12. The ESP 12 with a packer 13 on the attached load-carrying cable 10 is lowered through the preventers 7 by means of crane 4 and lowered to a predetermined packer depth (minus the distance for mounting the cable line suspension at the wellhead).

Превенторы 7 закрывают для уплотнения линии с грузонесущим кабелем 10. Как и при монтаже УЭЦН в незаглушенной скважине, на грузонесущую линию может быть установлен дополнительный держатель кабеля (на фиг. не показан), который жестко крепится на грузонесущем кабеле 10 и предохраняет от падения установки 12 и грузонесущего кабеля 10 в скважину. УЭЦН 12 висит на кабеле/превенторах/держателе. Грузонесущий кабель 10 обрезается выше держателя/превенторов 7. На верхний конец кабельной линии 10 устанавливается вторая грузонесущая муфта (на фиг. не показана) с выводом электрических контактов. К верхнему концу второй грузонесущей муфты 18 крепится трос или оставшийся кусок грузонесущего кабеля 10, пропущенные через ролики 2 и 3. Производится натяжка троса/грузонесущего кабеля 10 катушкой 1. Открываются превенторы 7. УЭЦН 12 с пакером 13 спускают до заданной глубины подвески и проводят пакеровку пакера 13 любым известным способом, (механическим, электрическим, гидравлическим и т.п.). Верхняя грузонесущая муфта 18 встает на посадочное место внутри блока подвески кабельной линии 6 и уплотняется по нему. Превенторы 7 могут быть демонтированы или оставлены на устье скважины в качестве дополнительной степени защиты. К электрическим контактам верхней грузонесущей муфты присоединяется электрический наземный кабель для подачи напряжения на УЭЦН 12.The preventers 7 are closed to seal the line with the carrying cable 10. As in the installation of the ESP in an unstuffed well, an additional cable holder (not shown in the figure) can be installed on the load-carrying line, which is rigidly attached to the carrying cable 10 and protects the installation 12 from falling and carrying cable 10 into the well. ESP 12 hangs on the cable / BOPs / holder. The load-carrying cable 10 is cut above the holder / preventers 7. On the upper end of the cable line 10, a second load-carrying sleeve is installed (not shown in the figure) with the output of electrical contacts. To the upper end of the second load-carrying clutch 18 is attached a cable or the remaining piece of the load-carrying cable 10, passed through the rollers 2 and 3. The cable / load-carrying cable 10 is stretched with a coil 1. The preventers are opened 7. The ESP 12 with the packer 13 is lowered to a predetermined suspension depth and the packer is carried out packer 13 by any known method (mechanical, electrical, hydraulic, etc.). The upper load-carrying sleeve 18 fits into a seat inside the suspension block of the cable line 6 and is sealed along it. BOPs 7 can be removed or left at the wellhead as an additional degree of protection. An electrical ground cable is connected to the electrical contacts of the upper load-carrying clutch to supply voltage to the ESP 12.

Демонтаж установки осуществляется в обратной последовательности.The unit is dismantled in the reverse order.

Таким образом, заявляемый способ монтажа позволяет значительно сократить трудозатраты на спускоподъемные операции УЭЦН, в т. ч. проводить спуск в не заглушенную скважину.Thus, the inventive method of installation can significantly reduce labor costs for tripping operations of the ESP, including running into an unstoped well.

Claims (8)

1. Способ монтажа установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) на грузонесущем кабеле, включающий в себя: размещение извлекаемого пакера на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб, последовательную установку блока подвески кабеля, фонтанной арматуры, блока превенторов и лубрикатора с узлом герметизации, спуск через лубрикатор в насосно-компрессорные трубы (НКТ) с использованием грузонесущего кабеля электроцентробежного насоса и вставного клапана-отсекателя, стыковку вставного клапана-отсекателя с посадочным местом, присоединение верхнего конца грузонесущего кабеля к блоку подвески кабеля, отличающийся тем, что блок подвески кабеля размещают выше фонтанной арматуры, извлекаемый пакер подвешивают к электроцентробежному насосу и спускают их вместе с клапаном-отсекателем в скважину через лубрикатор.1. A method of mounting the installation of an electric centrifugal pump (ESP) on a load-carrying cable, including: placing a retrievable packer at the lower end of the tubing string, sequential installation of a cable suspension unit, Christmas tree, a preventer block and a lubricator with a sealing unit, descent through a lubricator into tubing (tubing) using a load-carrying cable of an electric centrifugal pump and a plug-in shut-off valve, docking of a plug-in shut-off valve with a seat, connecting the upper end of a load-carrying cable to a cable suspension unit, characterized in that the cable suspension unit is placed above the Christmas tree , the extracted packer is suspended from the electric centrifugal pump and lowered together with the shut-off valve into the well through the lubricator. 2. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что спуск электроцентробежного насоса совместно с извлекаемым пакером осуществляют через лубрикатор.2. A method of installing the installation according to claim 1, characterized in that the electric centrifugal pump together with the retrievable packer is run through a lubricator. 3. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что стыковку вставного клапана-отсекателя с посадочным местом осуществляют выше УЭЦН.3. The method of installation of the installation according to claim 1, characterized in that the docking of the plug-in shut-off valve with the seat is carried out above the ESP. 4. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что стыковку вставного клапана-отсекателя с посадочным местом осуществляют ниже УЭЦН.4. The method of installation of the installation according to claim 1, characterized in that the docking of the plug-in shut-off valve with the seat is carried out below the ESP. 5. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что посадочное место для вставного клапана-отсекателя формируют в извлекаемом пакере.5. The method of installation of the installation according to claim 1, characterized in that the seat for the plug-in shut-off valve is formed in the retrievable packer. 6. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что вставной клапан-отсекатель выполняют в виде единого целого с пакером.6. The method of installation of the installation according to claim 1, characterized in that the plug-in shut-off valve is made integral with the packer. 7. Способ монтажа установки по п. 1, отличающийся тем, что посадочное место для вставного клапана-отсекателя формируют в составе НКТ.7. The method of installation of the installation according to claim 1, characterized in that the seat for the plug-in shut-off valve is formed as part of the tubing. 8. Способ монтажа установки электроцентробежного насоса на грузонесущем кабеле, включающий в себя: установку извлекаемого пакера на нижний конец колонны насосно-компрессорных труб, установку блока подвески кабеля и фонтанной арматуры, установку блока превенторов выше блока подвески кабеля, спуск электроцентробежного насоса внутри НКТ с использованием грузонесущего кабеля, присоединение верхнего конца грузонесущего кабеля к блоку подвески кабеля, отличающийся тем, что блок подвески кабеля размещают выше фонтанной арматуры, а спуск электроцентробежного насоса осуществляют на кабеле совместно с извлекаемым пакером.8. A method of mounting the installation of an electric centrifugal pump on a load-carrying cable, including: installing a retrievable packer on the lower end of the tubing string, installing a cable suspension unit and Christmas tree, installing a preventer unit above the cable suspension unit, running an electric centrifugal pump inside the tubing using of the load-carrying cable, connecting the upper end of the load-carrying cable to the cable suspension unit, characterized in that the cable suspension unit is placed above the Christmas tree, and the electric centrifugal pump is run on the cable together with the retrievable packer.
RU2020121610A 2020-06-25 2020-06-25 Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions) RU2738875C1 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020121610A RU2738875C1 (en) 2020-06-25 2020-06-25 Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions)
PCT/RU2021/000246 WO2021262033A1 (en) 2020-06-25 2021-06-07 Method for installing an electric centrifugal pump assembly on a carrying cable (embodiments)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020121610A RU2738875C1 (en) 2020-06-25 2020-06-25 Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2738875C1 true RU2738875C1 (en) 2020-12-17

Family

ID=73835034

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020121610A RU2738875C1 (en) 2020-06-25 2020-06-25 Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions)

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2738875C1 (en)
WO (1) WO2021262033A1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6328111B1 (en) * 1999-02-24 2001-12-11 Baker Hughes Incorporated Live well deployment of electrical submersible pump
RU2182264C2 (en) * 2000-03-01 2002-05-10 Стерлядкин Владимир Николаевич Device for fluid lifting by submersible electrical pump through casing string
US9482078B2 (en) * 2012-06-25 2016-11-01 Zeitecs B.V. Diffuser for cable suspended dewatering pumping system
RU2631517C1 (en) * 2016-06-28 2017-09-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
WO2019083352A1 (en) * 2017-10-25 2019-05-02 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) Method and system for installing an electrical submersible pump

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6328111B1 (en) * 1999-02-24 2001-12-11 Baker Hughes Incorporated Live well deployment of electrical submersible pump
RU2182264C2 (en) * 2000-03-01 2002-05-10 Стерлядкин Владимир Николаевич Device for fluid lifting by submersible electrical pump through casing string
US9482078B2 (en) * 2012-06-25 2016-11-01 Zeitecs B.V. Diffuser for cable suspended dewatering pumping system
RU2631517C1 (en) * 2016-06-28 2017-09-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
WO2019083352A1 (en) * 2017-10-25 2019-05-02 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) Method and system for installing an electrical submersible pump

Also Published As

Publication number Publication date
WO2021262033A1 (en) 2021-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2299580C (en) Live well deployment of electrical submersible pump
US9784063B2 (en) Subsea production system with downhole equipment suspension system
US7677320B2 (en) Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve
US9151131B2 (en) Power and control pod for a subsea artificial lift system
US6415869B1 (en) Method of deploying an electrically driven fluid transducer system in a well
CA2363710C (en) Spool for pressure containment used in rigless well completion, re-completion, servicing or workover
US8950476B2 (en) Coiled tubing deployed ESP
NO20161876A1 (en) Downhole equipment suspension and lateral power system
AU2017293303B2 (en) Subsea wellhead assembly
NO20161769A1 (en) Downhole equipment suspension and power system
US10774608B2 (en) Subsea system and methodology utilizing production receptacle structure
CN110168189B (en) Underground hanger for umbilical cable deployment type electric submersible pump
RU2738875C1 (en) Method of electric centrifugal pump installation on load carrying cable (versions)
WO2019083352A1 (en) Method and system for installing an electrical submersible pump
RU2631517C1 (en) Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
CA3029324C (en) A method for providing well safety control in a remedial electronic submersible pump (esp) application
US20230295998A1 (en) Through-tubing electrical submersible pump for live wells and method of deployment
CA2731037A1 (en) Coiled tubing deployed esp
AU2013207634A1 (en) Power and control pod for a subsea artificial lift system