RU2799221C1

RU2799221C1 - Pumping unit for exploitation of formations complicated by sand production with reservoir pressure growing from bottom to top

Info

Publication number: RU2799221C1
Application number: RU2023103019A
Authority: RU
Inventors: Ленар Нафисович Нуриахметов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2023-02-10
Publication date: 2023-07-04

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to the simultaneous separate operation of several productive layers of one well by pumping units. A pumping unit is claimed, including a downhole pump controlled from the wellhead, a string of lift pipes, a sand anchor at the pump intake, a packer installed above the upper formation and connected to the sand anchor container through a perforated pipe. At the same time, a non-return valve is installed between the perforated pipe and the packer, and additional upper sand anchors with a container are installed below the packer. From below, at least one additional lower packer installed between the exposed layers, the lower additional sand anchor with the lower container are connected in series to the container of the additional upper anchor through an additional perforated pipe. An additional check valve is installed inside the corresponding additional perforated pipe and the packer. Above each packer, below the corresponding check valve, a cuff is installed from the outside, protecting the packer from sedimented mechanical impurities and sand. And above each check valve there is a protective cup with side holes, which ensures the exclusion of sedimentation of mechanical impurities and sand on the check valve, while the flow rate of the fluid produced by the well pump outside the cup is greater than the flow rate inside the cup. The well pump has a capacity not less than the total productivity of all layers to ensure the possibility of exploiting all the layers penetrated by the well. Additional check valves are controlled, with the opening pressure that makes it possible to exclude fluid overflows from the lower reservoir to the upper one when the well pump is idle.

EFFECT: creation of a pumping unit for the operation of formations complicated by sand production, with formation pressure growing from the bottom up, which makes it possible to expand the scope of application due to the possibility of operating several formations, excluding the deposition of mechanical impurities and sand from above on the check valves and the packer and, as a result, carrying out continuous production of products from all layers, as well as allowing for trouble-free removal of the packers of the device when removing the pumping unit from the well.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов одной скважины насосными установками.The invention relates to the oil industry, in particular to the simultaneous separate operation of several productive layers of one well by pumping units.

Известен способ защиты глубинных скважинных насосов от засорения механическими примесями и пересыпания забоя и интервала перфорации скважины (патент RU № 2742388, МПК Е21В 43/00, опубл. 05.02.2021 Бюл. № 4), при котором в скважине, в интервале или интервалах перфорации напротив одного и более продуктивных пластов устанавливают компоновку с фильтром или фильтрами для очистки добываемого продукта от механических примесей и пакерами или уплотнительными манжетами сверху и снизу каждого фильтра, причем фильтр оборудуют предохранительным клапаном, срабатывание которого обеспечивают при заполнении фильтра проппантом и механическими примесями от перепада давления внутри и снаружи фильтра, при этом пластовую жидкость пропускают на прием глубинного насоса мимо фильтра по каналу в предохранительном клапане, открывающемуся от перепада давления, далее в скважину спускают центробежный или другого типа глубинный насос и производят работу по добыче пластовой жидкости, причем автономные фильтры, а также пакеры или уплотнительные манжеты выполняют из легко разбуриваемых, растворимых в кислотах и/или щелочах материалов, например алюминия или алюминиевых сплавов, и при невозможности извлечения компоновки для замены фильтров или промывки забоя осуществляют разбуривание автономного фильтра или фильтров, пакеров или уплотнительных манжет, а при возникновении осложнений с разбуриванием в скважину закачивают кислоту или щелочь в зависимости от выбранного материала автономного фильтра и пакеров или уплотнительных манжет, в обоих случаях проппант, механические примеси, остатки разбуренных частей компоновки, производные химической реакции помещают в зумпф скважины, откуда их извлекают.There is a known method of protecting deep well pumps from clogging with mechanical impurities and spilling the bottom hole and well perforation interval (patent RU No. 2742388, IPC E21V 43/00, publ. in front of one or more productive formations, an assembly is installed with a filter or filters for cleaning the produced product from mechanical impurities and packers or sealing cuffs at the top and bottom of each filter, and the filter is equipped with a safety valve, which is activated when the filter is filled with proppant and mechanical impurities from the pressure drop inside and outside the filter, while the reservoir fluid is passed to the downhole pump intake past the filter through the channel in the safety valve that opens from the pressure drop, then a centrifugal or other type of downhole pump is lowered into the well and work is carried out to produce the reservoir fluid, moreover, autonomous filters, as well as packers or sealing collars are made of easily drillable materials soluble in acids and/or alkalis, for example, aluminum or aluminum alloys, and if it is impossible to extract the assembly for replacing filters or flushing the bottomhole, an autonomous filter or filters, packers or sealing collars are drilled out, and if complications with drilling out, acid or alkali is pumped into the well, depending on the selected material of the autonomous filter and packers or sealing cuffs, in both cases, proppant, mechanical impurities, remnants of the drilled parts of the assembly, derivatives of the chemical reaction are placed in the well sump, from where they are removed.

Способ реализуется скважинной насосной установкой для эксплуатации нескольких пластов, осложненных выносом песка, включающей насос и расположенные ниже и установленные последовательно снизу вверх напротив каждого пласта цилиндрический полый фильтр с двумя пакерами, отсекающими соответствующий пласт, каждый фильтр оснащен предохранительным клапаном, срабатывающим при заполнении фильтра проппантом и механическими примесями от перепада давления внутри и снаружи фильтра, при этом пластовая жидкость выполнена с возможностью перетока на прием глубинного насоса мимо фильтра по каналу в предохранительном клапане, открывающемуся от перепада давления, причем фильтры и пакеры изготовлены из легко разбуриваемого и кислотно растворимого материала.The method is implemented by a downhole pumping unit for the operation of several formations complicated by sand production, including a pump and located below and installed sequentially from bottom to top opposite each formation, a cylindrical hollow filter with two packers cutting off the corresponding formation, each filter is equipped with a safety valve that operates when the filter is filled with proppant and mechanical impurities from the pressure drop inside and outside the filter, while the reservoir fluid is made with the possibility of flowing to the downhole pump intake past the filter through the channel in the safety valve, which opens from the pressure drop, and the filters and packers are made of easily drillable and acid-soluble material.

Недостатками данной установки являются быстрое засорение фильтров из-за сбора всех механических примесей непосредственно в каждом фильтре, что приводит к открытию предохранительного клапана и поступление всех примесей из пласта непосредственно на вход насоса, высокая металлоемкость и сложность применения из-за необходимости изготовления каждого фильтра с двумя пакерами для соответствующего пласта и последовательный спуск и установка напротив пласта, а также отсутствие защиты от перетока жидкости из пласта в пласт при различных пластовых давлениях.The disadvantages of this installation are the rapid clogging of filters due to the collection of all mechanical impurities directly in each filter, which leads to the opening of the safety valve and the flow of all impurities from the reservoir directly to the pump inlet, high metal consumption and complexity of application due to the need to manufacture each filter with two packers for the corresponding reservoir and sequential lowering and installation against the reservoir, as well as the lack of protection against fluid flow from reservoir to reservoir at different reservoir pressures.

Наиболее близкой по технической сущности является скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости (патент на ПМ RU № 136081, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.12.2013 Бюл. № 36), состоящая из штангового скважинного насоса, имеющего возможность привода в действие через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, песочного якоря на приеме насоса, причем она содержит пакер, присоединенный к контейнеру песочного якоря через перфопатрубок, при этом между перфопатрубком и пакером установлен обратный клапан, а ниже пакера - дополнительный песочный якорь с контейнером.The closest in technical essence is a downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by sand production and absorption of drilling fluid (patent for PM RU No. 136081, IPC E21V 43/00, publ. 27.12.2013 Bull. No. 36), consisting of rod downhole pump, which has the ability to drive through the string of pumping rods, the tubing string, the sand anchor at the pump intake, and it contains a packer attached to the container of the sand anchor through a perforated pipe, while a check valve is installed between the perforated pipe and the packer, and below the packer - an additional sand anchor with a container.

Недостатками этой установки являются узкая область применения, так как может быть использована только для одного пласта, возможность засорения обратного клапана и пакера осаждении механических примесей и песка сверху, что приведет к невозможности добычи продукции пласта и снятия пакера при извлечении установки из скважины соответственно.The disadvantages of this installation are a narrow scope, since it can only be used for one reservoir, the possibility of clogging the check valve and the packer, the deposition of mechanical impurities and sand from above, which will lead to the impossibility of producing the reservoir and removing the packer when removing the installation from the well, respectively.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание насосной установки для эксплуатации пластов, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх, позволяющей расширить область применения за счет возможности эксплуатации нескольких пластов, исключающей осаждение механических примесей и песка сверху на обратные клапаны и пакер и, как следствие, осуществляющей постоянной добычи продукции из всех пластов, а также позволяющей осуществлять беспроблемное снятие (срыв) пакеров устройства при извлечении насосной установки из скважины.The technical result of the invention is the creation of a pumping unit for the exploitation of formations complicated by sand production, with formation pressure growing from the bottom up, which makes it possible to expand the scope due to the possibility of operating several formations, excluding the deposition of mechanical impurities and sand from above on the check valves and the packer and, as a consequence of the constant production of products from all layers, as well as allowing for trouble-free removal (breakdown) of the packers of the device when removing the pumping unit from the well.

Техническое решение осуществляется насосной установкой для эксплуатации пластов, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх, включающей скважинный насос, управляемый с устья скважины, колонны лифтовых труб, песочного якоря на приеме насоса, пакер, установленный над верхним пластом и присоединенный к контейнеру песочного якоря через перфопатрубок, при этом между перфопатрубком и пакером внутри установлен обратный клапан, а ниже пакера – дополнительные верхние песочный якорь с контейнером.The technical solution is implemented by a pumping unit for the operation of formations complicated by sand production, with formation pressure growing from the bottom up, including a downhole pump controlled from the wellhead, a string of lift pipes, a sand anchor at the pump intake, a packer installed above the upper formation and attached to the container sand anchor through the perforated pipe, while between the perforated pipe and the packer a check valve is installed inside, and below the packer there is an additional upper sand anchor with a container.

Новым является то, что снизу к контейнеру дополнительного верхнего якоря через дополнительный перфопатрубок последовательно присоединен как минимум еще один дополнительный нижний пакер, установленный между вскрытыми пластами, нижний дополнительный песочный якорь с нижним контейнером, при этом между соответствующими дополнительными перфопатрубком и пакером внутри установлен дополнительный обратный клапан, причем над каждым пакером ниже соответствующего обратного клапана снаружи установлена манжета, защищающая пакер от осаждаемых механических примесей и песка, а над каждым обратным клапаном установлен защитный стакан с боковыми отверстиями, обеспечивающий для исключения осаждения механических примесей и песка на обратный клапан, а скорость потока жидкости, добываемой скважинным насосом, снаружи стакана больше, скорости потока внутри стакана, причем скважинный насос выбран производительностью не менее суммарной продуктивности всех пластов для обеспечения возможности эксплуатации всех вскрытых скважинной пластов, а дополнительные обратные клапаны изготовлены управляемыми с давлением открытия, позволяющим исключить перетоки жидкости из нижнего пласта в верхний при простое скважинного насоса.What is new is that from below to the container of the additional upper anchor through an additional perforated pipe, at least one additional lower packer is connected in series, installed between the exposed layers, the lower additional sand anchor with the lower container, while an additional check valve is installed between the corresponding additional perforated pipe and the packer inside , and above each packer, below the corresponding check valve, a cuff is installed outside that protects the packer from settling mechanical impurities and sand, and a protective cup with side holes is installed above each check valve, which ensures that sedimentation of mechanical impurities and sand on the check valve is prevented, and the fluid flow rate produced by the downhole pump outside the cup is greater than the flow rate inside the cup, and the downhole pump is selected with a capacity of at least the total productivity of all layers to ensure the possibility of exploiting all the drilled well layers, and additional check valves are made controllable with an opening pressure, which makes it possible to exclude fluid overflows from the lower reservoir to the top when the downhole pump is idle.

На чертеже изображена схема насосной установки в продольном разрезе.The drawing shows a diagram of a pumping unit in longitudinal section.

Насосная установка для эксплуатации пластов 1 и 2, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх, включает в себя скважинный насос 3 (показан условно), управляемый с устья (не показано) скважины 4, колонны лифтовых труб 5, фильтра 6 на приеме насоса 3, пакер 7, установленный над верхним пластом 1 и присоединенный к контейнеру 8 фильтра 6 через перфопатрубок 9, при этом между перфопатрубком 9 и пакером 7 внутри установлен обратный клапан 10, а ниже пакера 7 – дополнительные верхние песочный якорь 11 с контейнером 12. Снизу к контейнеру 12 дополнительного верхнего якоря 11 через дополнительный перфопатрубок 13 последовательно присоединен как минимум еще один дополнительный нижний пакер 14, установленный между вскрытыми пластами 1 и 2. Между соответствующими дополнительными перфопатрубком 13 и нижним пакером 14 внутри установлен дополнительный обратный клапан 15. Над каждым пакером 7 и 14 ниже соответствующего обратного клапана 10 и 15 соответственно снаружи установлена манжета 16, защищающая соответствующий пакер 7 или 14 от осаждаемых механических примесей и песка. Над каждым обратным клапаном 10 и 15 установлен защитный стакан 17 с боковыми отверстиями 18, обеспечивающий для исключения осаждения механических примесей и песка на соответствующий обратный клапан 10 или 15, а скорость потока жидкости, добываемой скважинным насосом 3, снаружи стакана 17 больше скорости потока внутри стакана 17. Для этого площадь поперечного сечения внутри стакана 17 должна быть больше площади поперечного сечения кольцевого пространства вокруг стакана 17, то есть должно соблюдаться неравенство:The pumping unit for the operation of reservoirs 1 and 2, complicated by sand production, with reservoir pressure growing from the bottom up, includes a downhole pump 3 (shown conditionally), controlled from the mouth (not shown) of the well 4, a column of lift pipes 5, a filter 6 on pump intake 3, a packer 7 installed above the upper formation 1 and connected to the container 8 of the filter 6 through a perforated pipe 9, while between the perforated pipe 9 and the packer 7 a check valve 10 is installed inside, and below the packer 7 there are additional upper sand anchors 11 with a container 12 From below, to the container 12 of the additional upper anchor 11, through an additional perforated pipe 13, at least one additional lower packer 14 is connected in series, installed between the exposed layers 1 and 2. An additional check valve 15 is installed inside the corresponding additional perforated pipe 13 and the lower packer 14. Above each packer 7 and 14 below the corresponding check valve 10 and 15, respectively, a cuff 16 is installed outside, protecting the corresponding packer 7 or 14 from precipitated mechanical impurities and sand. Above each check valve 10 and 15, a protective cup 17 with side holes 18 is installed, which ensures that mechanical impurities and sand are not deposited on the corresponding check valve 10 or 15, and the flow rate of the fluid produced by the borehole pump 3 outside the cup 17 is greater than the flow rate inside the cup 17. For this, the cross-sectional area inside the cup 17 must be greater than the cross-sectional area of the annular space around the cup 17, that is, the inequality must be observed:

где π≈3,14 – постоянная;where π≈3.14 is a constant;

D₁ – внутренний диаметр перфорированного патрубка 9 или 13, м;D ₁ - inner diameter of the perforated pipe 9 or 13, m;

d – наружный диаметр стакана 17, м;d is the outer diameter of the cup 17, m;

D₂ – внутренний диаметр стакана 17, м.D ₂ - inner diameter of the glass 17, m.

Скважинный насос 3 выбран производительностью не менее суммарной продуктивности всех пластов 1 и 2 для обеспечения возможности эксплуатации всех вскрытых скважинной пластов 1 и 2. Дополнительные обратные клапаны 10 и 15 изготовлены управляемыми, например, при помощи поджатия пружин 19, с давлением открытия, позволяющим исключить перетоки жидкости из нижних пластов 2 в верхние 1, имеющие более низкое пластовое давление, при простое или остановке скважинного насоса 3. Ниже нижнего пакера 14 расположен нижний дополнительный песочный якорь 20 с нижним контейнером 21.The downhole pump 3 is selected with a capacity not less than the total productivity of all layers 1 and 2 to ensure the possibility of exploiting all the drilled well layers 1 and 2. Additional check valves 10 and 15 are made controllable, for example, by preloading the springs 19, with an opening pressure to prevent overflows fluid from the lower layers 2 to the upper 1, having a lower reservoir pressure, when the downhole pump 3 is idle or stopped. Below the lower packer 14 is the lower additional sand anchor 20 with the lower container 21.

Количество нижних пластов 2, 2’, 2”… (последние не показаны) может быть любым, а конструкция может при помощи например, муфт 22 (показаны условно), сваркой, склейкой или т.п. (не показано) наращиваться аналогичными дополнительными перфопатрубоками 13’, 13”... (не показаны) с нижними пакерами 14’, 14”… (не показаны), установленный между вскрытыми пластами 2’, 2”…, нижние дополнительные песочные якоря 20’, 20”… (не показаны) с соответствующими нижними контейнерами 21’, 21”… (не показаны), и дополнительными обратными клапанами 15’, 15”… (не показаны).The number of lower layers 2, 2’, 2”… (the latter not shown) can be any, and the design can be using, for example, couplings 22 (shown conditionally), welding, gluing, or the like. (not shown) be built up with similar additional perforated pipes 13', 13”... (not shown) with lower packers 14', 14”… (not shown), installed between the exposed formations 2', 2”…, lower additional sand anchors 20 ', 20”… (not shown) with corresponding lower containers 21', 21”… (not shown), and additional check valves 15', 15”… (not shown).

Конструктивные элементы, уплотнения, технологические соединения, не влияющие на работоспособность насосной установки, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements, seals, process connections that do not affect the performance of the pumping unit are not shown in the drawing or are shown conditionally.

Насосная установка работает следующим образом.Pumping unit works as follows.

Выбирают скважины в который вскрыты пласты 1, 2, 2’, 2”…, у которых пластовое давление растет снизу вверх, то есть самое низкое давление и верхнего пласта 1. Это позволяет обеспечить подъем жидкости одним скважинным насосом 3 (штанговым глубинным насосом – ШГН, погружным электроцентробежным насосом – ЭЦН, героторным насосом – ГН или т.п.) с производительностью (количество откачиваемой жидкости скважинным насосом 3 за единицу времени, м³/ч) не ниже суммарной продуктивности (количество поступающей жидкости в скважину 4 за единицу времени, м³/ч – определяют геофизическими исследованиями) всех пластов 1, 2, 2’, 2”… Скважинный насос 3 по продуктивности подирается, исходя из его паспортных данных. После чего собирают компоновку снизу вверх последовательно спуская в скважину и соединяя, например, муфтами 22.Wells are selected in which formations 1, 2, 2', 2”… are opened, in which formation pressure increases from bottom to top, that is, the lowest pressure of the upper formation 1. This allows the liquid to be lifted by one downhole pump 3 (rod pump - SRP , submersible electric centrifugal pump - ESP, gerotor pump - GN or the like) with a capacity (the amount of fluid pumped out by the borehole pump 3 per unit of time, m ³ / h) not lower than the total productivity (the amount of fluid entering the well 4 per unit of time, m ³ / h - determined by geophysical surveys) of all layers 1, 2, 2', 2 "... Downhole pump 3 is selected in terms of productivity based on its passport data. After that, the assembly is assembled from the bottom up by sequentially lowering into the well and connecting, for example, with couplings 22.

Для простоты будем рассматривать только два пласта 1 и 2.For simplicity, we will consider only two layers 1 and 2.

К нижнему контейнеру 21 с дополнительным песочным якорем 20 и заглушкой 23 сверху прикрепляют дополнительный перфорированный патрубок 13 с дополнительными нижним пакером 14 манжетой 16 и обратным клапаном 15 со стаканом 17. К дополнительному перфорированному патрубку 13 сверху присоединяют верхний контейнер 12 с песочным якорем 11, потом перфопатубок 9 с верхним обратным клапаном 10, соответствующим стаканом 17, пакером 7 и соответствующей манжетой 16. Перфопатрубок 9 снизу присоединяют к контейнеру 8 фильтра 6, который присоединяют к приему скважинного насоса 3. При этом обратные клапаны 10 и 15 при помощи поджатия соответствующими пружинами 19 (регулировка не показана – авторы на это не претендуют) регулируют так, чтобы жидкость из нижнего пласта 2 не перетекала за счет перепада давлений в верхний пласт 1, верхнего пласта 1 в скважину 4 выше пакера 7 при недействующем скважинном насосе 3. Длину контейнера 12 выбирают такой, чтобы нижний пакер 14 при установке размещался между пластами 1 и 2, а пакер 7 – выше верхнего плата 1.An additional perforated pipe 13 is attached to the lower container 21 with an additional sand anchor 20 and a plug 23 from above, with an additional lower packer 14 cuff 16 and a check valve 15 with a glass 17. An upper container 12 with a sand anchor 11 is attached to the additional perforated pipe 13 from above, then a punch pipe 9 with an upper check valve 10, a corresponding cup 17, a packer 7 and a corresponding cuff 16. The perforated pipe 9 is connected from below to the container 8 of the filter 6, which is connected to the intake of the well pump 3. In this case, the check valves 10 and 15 are compressed by the corresponding springs 19 ( adjustment is not shown - the authors do not claim to do this) are adjusted so that the liquid from the lower reservoir 2 does not flow due to the pressure drop into the upper reservoir 1, the upper reservoir 1 into the well 4 above the packer 7 when the downhole pump 3 is inactive. The length of the container 12 is chosen such so that the lower packer 14 during installation is placed between layers 1 and 2, and the packer 7 is above the upper board 1.

Собранную компоновку со скважинным насосом 3 на колоне лифтовых труб 5 спускают в скважину 4 в интервал установки, где пакер 7 располагается над верхним пластом 1, а нижний пакер 14 – между пластами 1 и 2 (2 и 2’, 2’ и 2”… - не показано). Пакеры 7 и 14 устанавливаются, перекрывая пространство скважины 4. Пакеры 7 и 14 могут устанавливаться (перекрывать пространство скважины 4) с упором заглушки 23 на забой (не показано), с упором на якорь (не показан), взаимодействующий со стенками скважины 4, нижнего пакера 14 или с упором на якоря (не показаны), взаимодействующие со стенками скважины 4, пакеров 7 и 14 с разгрузкой (опусканием с устья скважины 4 за счет общей массы) собранной компоновки, скважинного насоса 3 и колонны лифтовых труб 5 или любым другим известным способом (авторы на это не претендуют).The assembled assembly with a downhole pump 3 on a string of tubing 5 is lowered into the well 4 in the installation interval, where the packer 7 is located above the upper layer 1, and the lower packer 14 is between layers 1 and 2 (2 and 2', 2' and 2”… - not shown). Packers 7 and 14 are installed, blocking the space of the well 4. Packers 7 and 14 can be installed (covering the space of the well 4) with the plug 23 resting on the bottomhole (not shown), with the anchor (not shown) interacting with the walls of the well 4, the lower packer 14 or with an emphasis on anchors (not shown) interacting with the walls of the well 4, packers 7 and 14 with unloading (lowering from the wellhead 4 due to the total mass) of the assembled assembly, downhole pump 3 and tubing string 5 or any other known way (the authors do not claim this).

После установки пакеров 7 и 14 скважинный насос 3 для работы соединяют при помощи штанг с устьевым приводом (ШГН, винтовой насос или т.п.) или электрической станцией управления (ЭЦН, ГН с электродвигателем или т.п.), колонну лифтовых труб 5 на устье скважины 4 герметизируют устьевой арматурой (не показана).After setting the packers 7 and 14, the downhole pump 3 is connected for operation by means of rods with a wellhead drive (SRP, screw pump, or the like) or an electric control station (ESP, GN with an electric motor, or the like), a column of tubing 5 at the wellhead 4 is sealed with wellhead fittings (not shown).

Скважинный насос 3 запускают в работу и откачивают жидкость через фильтр 6 из пространства скважины 4 над пакером 7, снижая уровень жидкости и, как следствие, давление. Результате клапан 10 открывается, сжимая пружину 19, и в пространство над пакером 7 начинает поступать жидкость из пространства скважины 4 между пакерами 7 и 14. Так как производительность скважинного насоса 3 выше продуктивности верхнего пласта 1 (отбирается жидкости больше, чем поступает) давление в скважине 4 между пакерами 7 и 14 снижается, клапан 15 открывается, сжимая соответствующую пружину 19, и жидкость из пространства скважины 4 из-под нижнего пакера 14 поступает в пространство скважины 4 между пакерами 7 и 14, далее вместе с жидкостью из в пространство скважины 4 между пакерами 7 и 14 в пространство скважины 4 над пакером 7 и под действием скважинного насоса 3 по колонне лифтовых труб 5 на поверхность.The downhole pump 3 is put into operation and fluid is pumped out through the filter 6 from the space of the well 4 above the packer 7, reducing the fluid level and, as a result, the pressure. As a result, the valve 10 opens, compressing the spring 19, and fluid begins to flow into the space above the packer 7 from the space of the well 4 between the packers 7 and 14. 4 between packers 7 and 14 decreases, the valve 15 opens, compressing the corresponding spring 19, and the fluid from the space of the well 4 from under the lower packer 14 enters the space of the well 4 between the packers 7 and 14, then together with the liquid from the space of the well 4 between packers 7 and 14 into the space of the well 4 above the packer 7 and under the action of the downhole pump 3 along the tubing string 5 to the surface.

Жидкость (продукция) из нижнего пласта 2 поступает в пространство скважины 4 под пакером 14, через верхние отверстия 24 – в нижний контейнер 21, благодаря нижнему песочному якорю 20 направляется сначала вниз нижнего контейнера 21, потом меняет направление и поднимается по нижнему песочному якорю 20 – вверх в дополнительный перфопатрубок 13. В результате смены направления потока жидкости тяжелые и более инерционные механические примеси с песком осаждаются в нижнем контейнере 21 сверху заглушки 23, а жидкость с мелкой взвесью механических примесей (скорость осаждения которой меньше скорости потока жидкости) проходит через дополнительный обратный клапан 15, отверстия 18 стакана 17, отверстия 25 дополнительного перфопатрубка 13 и попадает в пространство скважины 4 между пакерами 7 и 14. Так как площадь поперечного сечения внутри стакана 17, больше площади поперечного сечения кольцевого пространства вокруг стакана 17 [1], то скорость потока жидкости снаружи стакана 17 больше скорости потока внутри стакана 17, следовательно статическое давление снаружи стакана 17 ниже статического давления внутри стакана 17 (закон Бернулли), что приводит к интенсивному отводу жидкости и более инерционной взвеси механических примесей изнутри наружу стакана 17 через отверстия 18. Высокая скорость потока жидкости (выше скорости осаждения взвеси) снаружи стакана 17 интенсивно вымывает взвесь вверх в сторону отверстий 25 дополнительного перфопатрубка 13, исключая осаждение взвеси на дополнительном обратном клапане 15. При остановке скважинного насоса 3 для техобслуживания или ремонта (ЭЦН, ГН или т.п.) или при ходе плунжера (не показан) вниз (ШГН) взвесь осаждается сверху стакана 17, не попадая на дополнительный обратный клапан 15 и не засоряя его, что обеспечивает работоспособность дополнительного обратного клапана 15 весь период межремонтный период.The fluid (product) from the lower reservoir 2 enters the space of the well 4 under the packer 14, through the upper holes 24 - into the lower container 21, thanks to the lower sand anchor 20 it is first directed down the lower container 21, then changes direction and rises along the lower sand anchor 20 - up into the additional perforated pipe 13. As a result of changing the direction of the fluid flow, heavy and more inertial mechanical impurities with sand are deposited in the lower container 21 on top of the plug 23, and the liquid with a fine suspension of mechanical impurities (the sedimentation rate of which is less than the fluid flow rate) passes through an additional check valve 15, openings 18 of the sleeve 17, openings 25 of the additional perforated pipe 13 and enters the space of the well 4 between the packers 7 and 14. outside the glass 17 is greater than the flow rate inside the glass 17, therefore, the static pressure outside the glass 17 is lower than the static pressure inside the glass 17 (Bernoulli's law), which leads to an intensive removal of liquid and a more inertial suspension of mechanical impurities from the inside to the outside of the glass 17 through the holes 18. High flow rate liquid (above the settling rate of the suspension) outside the cup 17 intensively flushes the suspension up towards the holes 25 of the additional perforated pipe 13, excluding sedimentation of the suspension on the additional check valve 15. When the well pump 3 is stopped for maintenance or repair (ESP, GN, etc.) or when the plunger (not shown) moves down (SRP), the suspension settles on top of the cup 17, without falling on the additional check valve 15 and without clogging it, which ensures the operability of the additional check valve 15 for the entire period between overhauls.

Жидкость (продукция) из верхнего пласта 1 поступает в пространство скважины 4 между пакерами 7 и 14, далее совестно с жидкостью (продукцией) нижнего пласта 2 через верхние отверстия 26 - в контейнер 12, благодаря песочному якорю 11 направляется сначала вниз контейнера 12, потом меняет направление и поднимается по песочному якорю 11 – вверх в перфопатрубок 9. В результате смены направления потока жидкости тяжелые и более инерционные механические примеси с песком осаждаются в контейнере 12, а жидкость с мелкой взвесью механических примесей (скорость осаждения которой меньше скорости потока жидкости) проходит через обратный клапан 10, отверстия 18 стакана 17, отверстия 27 перфопатрубка 9 и попадает в пространство скважины 4 над пакером 7. Так как скорость потока жидкости снаружи стакана 17 больше скорости потока внутри стакана 17, следовательно статическое давление снаружи стакана 17 ниже статического давления внутри стакана 17 (закон Бернулли), что приводит к интенсивному отводу жидкости и более инерционной взвеси механических примесей изнутри наружу стакана 17 через отверстия 18. Высокая скорость потока жидкости (выше скорости осаждения взвеси) снаружи стакана 17 интенсивно вымывает взвесь вверх в сторону отверстий 27 перфопатрубка 9, исключая осаждение взвеси на обратном клапане 10. При остановке скважинного насоса 3 взвесь осаждается сверху стакана 17, не попадая на обратный клапан 10 и не засоряя его, что обеспечивает работоспособность обратного клапана 10 весь период межремонтный период.The fluid (product) from the upper reservoir 1 enters the space of the well 4 between the packers 7 and 14, then together with the fluid (product) of the lower reservoir 2 through the upper holes 26 - into the container 12, thanks to the sand anchor 11 it is first directed down the container 12, then it changes direction and rises along the sand anchor 11 - upwards into the perforated pipe 9. As a result of a change in the direction of the liquid flow, heavy and more inertial mechanical impurities with sand are deposited in the container 12, and a liquid with a fine suspension of mechanical impurities (the sedimentation rate of which is less than the fluid flow rate) passes through check valve 10, openings 18 of the sleeve 17, openings 27 of the perforated pipe 9 and enters the space of the well 4 above the packer 7. Since the fluid flow rate outside the sleeve 17 is greater than the flow rate inside the sleeve 17, therefore, the static pressure outside the sleeve 17 is lower than the static pressure inside the sleeve 17 (Bernoulli's law), which leads to intensive removal of liquid and more inertial suspension of mechanical impurities from the inside to the outside of the glass 17 through the holes 18. sedimentation of suspension on the check valve 10. When the downhole pump 3 is stopped, the suspension settles on top of the glass 17, without falling on the check valve 10 and without clogging it, which ensures the operability of the check valve 10 for the entire period between overhauls.

Скорость потока жидкости в пространствах скважины 4 выше пакера 1 и между пакерами 1 и 2 ниже скорости потока в перфопатрубках 9 и 13, то в этих пространствах осаждается взвесь на манжеты 16, исключая осаждения на соответствующие пакеры 7 и 14, и их дальнейшее заклинивание при срыве (снятии с работы – отсоединении от контакта со стенками скважины 4).The fluid flow rate in well spaces 4 above packer 1 and between packers 1 and 2 is lower than the flow rate in perforated nozzles 9 and 13, then in these spaces suspension is deposited on cuffs 16, excluding sedimentation on the corresponding packers 7 and 14, and their further jamming in case of failure (decommissioning - disconnection from contact with the walls of the well 4).

При остановке скважинного насоса 3 под действием пружин 19 клапаны 10 и 15 закрываются, исключая перетоки жидкости из одного пласта 2 в другой 1 из-за перепада давлений.When the downhole pump 3 stops under the action of springs 19, valves 10 and 15 close, eliminating the flow of fluid from one reservoir 2 to another 1 due to pressure drop.

Для извлечения насосной установки скважинный насос 3 останавливают, выдерживают время (обычно 0,5–2 часа) для стабилизации давления во всех пространствах скважины 4, отсоединяют скважинный насос 3 от привода или электрической станцией управления, снимают устьевую арматуру и при помощи колонны лифтовых труб 5 срывают пакеры 7 и 14, не засоренные осажденной взвесью механических примесей и песка, извлекают скважинный насос и всю компоновку из скважины 4 на поверхность.To extract the pumping unit, the downhole pump 3 is stopped, the time (usually 0.5–2 hours) is maintained to stabilize the pressure in all spaces of the well 4, the downhole pump 3 is disconnected from the drive or by the electrical control station, the wellhead valve is removed, and with the help of a string of lift pipes 5 the packers 7 and 14 are torn off, not clogged with the precipitated suspension of mechanical impurities and sand, the downhole pump and the entire assembly are removed from the well 4 to the surface.

При необходимости после обслуживания и ремонта насосную установку снова спускают в скважину 4 вышеописанным способом.If necessary, after maintenance and repair, the pumping unit is again lowered into well 4 in the manner described above.

Предлагаемая насосная установка для эксплуатации пластов, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх, позволяет расширить область применения за счет возможности эксплуатации нескольких пластов, исключает осаждение механических примесей и песка сверху на обратные клапаны и пакер и, как следствие, позволяет осуществить постоянную добычу продукции из всех пластов, а также осуществить беспроблемное снятие (срыв) пакеров устройства при извлечении насосной установки из скважины.The proposed pumping unit for the operation of formations complicated by sand production, with formation pressure growing from the bottom up, allows you to expand the scope due to the possibility of operating several formations, eliminates the deposition of mechanical impurities and sand from above on the check valves and the packer and, as a result, allows you to implement a constant extraction of products from all layers, as well as to carry out trouble-free removal (breakdown) of the packers of the device when removing the pumping unit from the well.

Claims

Pumping unit for the operation of formations complicated by sand production, with formation pressure growing from the bottom up, including a downhole pump controlled from the wellhead, a tubing string, a sand anchor at the pump intake, a packer installed above the upper formation and connected to the sand anchor container through a check valve is installed inside between the perforated pipe and the packer, and below the packer there are additional upper sand anchors with a container, characterized in that at least one additional lower packer installed between the opened layers, and a lower additional sand anchor with a lower container, while between the corresponding additional perforated pipe and the packer an additional check valve is installed inside, and above each packer, below the corresponding check valve, a cuff is installed outside that protects the packer from precipitated mechanical impurities and sand, and above each check valve a protective cup with side holes is installed by the valve, which ensures the exclusion of sedimentation of mechanical impurities and sand on the check valve, and the flow rate of the fluid produced by the borehole pump outside the cup is greater than the flow rate inside the cup, and the borehole pump is selected with a capacity not less than the total productivity of all layers to ensure the possibility operation of all formations penetrated by the well, and additional check valves are made controlled with opening pressure, which makes it possible to exclude fluid flow from the lower formation to the upper one when the downhole pump is idle.