RU95741U1 - HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) - Google Patents
HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) Download PDFInfo
- Publication number
- RU95741U1 RU95741U1 RU2010108745/22U RU2010108745U RU95741U1 RU 95741 U1 RU95741 U1 RU 95741U1 RU 2010108745/22 U RU2010108745/22 U RU 2010108745/22U RU 2010108745 U RU2010108745 U RU 2010108745U RU 95741 U1 RU95741 U1 RU 95741U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- simultaneous
- separate operation
- pump installation
- wells according
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
1. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, включающая колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство, расположенное на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем. ! 2. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос. ! 3. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен монолитным или полым. ! 4. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен полым с глухим концом. ! 5. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один пакер соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем. ! 6. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один пакер установлен выше насоса с хвостовиком и/или ниже насоса с хвостовиком. ! 7. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что пакер выполнен гидравлического, или механического, или электрического действия. ! 8. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по п.1, отличающаяся тем, что пакер снабжен регулирующим запорно-перепускным 1. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells, including a pipe string, a pump with a liner, a hydraulic channel and / or an electric cable, at least one packer located on the liner and / or outside the liner, at least one control shut-off - a transfer device located on the liner and / or outside the liner and connected to the hydraulic channel and / or to the electric cable. ! 2. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that the pump is a deep electric pump or sucker rod pump. ! 3. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that the liner is made monolithic or hollow. ! 4. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that the liner is made hollow with a blind end. ! 5. A pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that at least one packer is connected to a hydraulic channel and / or to an electric cable. ! 6. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that at least one packer is installed above the pump with the shank and / or below the pump with the shank. ! 7. A pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that the packer is made of hydraulic, or mechanical, or electrical action. ! 8. Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to claim 1, characterized in that the packer is equipped with a regulating shut-off and by-pass
Description
Полезная модель предназначена для нефтедобывающей промышленности и относится к насосной технике для добычи углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных пластов одной скважиной, в том числе для поочередной.The utility model is intended for the oil industry and relates to pumping equipment for the production of hydrocarbons (oil, gas and gas condensate) for the simultaneous and separate operation of several production formations in one well, including for alternating.
Известно УСТРОЙСТВО ДОБЫЧИ НЕФТИ, содержащее НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, пакер, установленный под насосом на хвостовике (Патент РФ №2290497, Е21В 43/14, оп. 27.12.2006). Данное устройство имеет недостатки, связанные со сложностью конструкции и ограниченности в применении, заключающееся в том, что компоновки с двумя насосами невозможно установить в эксплуатационных колоннах с диаметром менее 146-168 мм.OIL PRODUCTION DEVICE is known, containing tubing on which a pump with a shank is located, a packer installed under the pump on the shank (RF Patent No. 2290497, ЕВВ 43/14, op. 27.12.2006). This device has disadvantages associated with the complexity of the design and limited application, which consists in the fact that the layout with two pumps cannot be installed in production casing with a diameter of less than 146-168 mm
Кроме того, там не предусмотрена возможность, ведения скважинных исследований.In addition, it does not provide for the possibility of conducting downhole research.
Известна СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ГАРИПОВА, содержащая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, пакер, регулирующее устройство (Патент РФ №2309246, Е21В 43/00, оп. 27.10.2007, прототип).A well-known installation of Garipov, containing tubing, on which is located a pump with a liner, a packer, a regulating device (RF Patent No. 2309246, ЕВВ 43/00, op. 27.10.2007, prototype).
Данное устройство имеет недостатки, а именно, отсутствие возможности проведения регулирования притока флюида, в том числе, в режиме реального времени, так как регулирующие устройства выполнены с заданными параметрами для автономной работы.This device has drawbacks, namely, the lack of the ability to control the flow of fluid, including in real time, since the control devices are made with the specified parameters for autonomous operation.
Также в прототипе не предусмотрена возможность проведения на устье прямых замеров состава флюида из отдельного пласта при одновременном отсечении других пластов.Also, the prototype does not provide for the possibility of conducting direct measurements of the composition of the fluid from a separate formation at the mouth, while cutting off other layers.
Предлагаемое техническое решение лишено приведенных выше недостатков, кроме того, позволяет повысить оптимизацию добычи нефти и работы скважины путем повышения эффективности регулирования добычи нефти, осуществить прямые замеры дебита по каждому пласту раздельно или по скважине в целом посредством одновременно - раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважины, в том числе для поочередной, за счет управления, в том числе дистанционного, гидравлическим и/или электрическим регулирующим запорно-перепускным оборудованием, в том числе регулирующих запорно-перепускных устройств и пакеров, путем поочередного или одновременного открытия или закрытия регулирующего запорно-перепускного оборудования.The proposed technical solution is devoid of the above drawbacks, in addition, it allows to improve the optimization of oil production and well operation by increasing the efficiency of oil production regulation, to carry out direct measurements of the flow rate for each formation separately or for the well as a whole by simultaneously - separate operation of several layers of one well, including for alternate, due to control, including remote, hydraulic and / or electric regulating locking and overflow equipment, while including regulating shut-off devices and bypass packers, by alternately or simultaneously opening or closing the shut-off and regulating the bypass equipment.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемая Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство, расположенное на хвостовике и/или вне хвостовика и соединенное с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, а, по меньшей мере, один пакер, соединен с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем и установлен выше насоса с хвостовиком и/или ниже насоса с хвостовиком, кроме того, пакер выполнен гидравлического или механического или электрического действия и снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством многоразового гидравлического или электрического действия, регулирующее запорно-перепускное устройство представляет собой сильфон, поршень, задвижку, штуцер, также в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства используют пакер или скважинную камеру с обратным клапаном или штуцером, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, она дополнительно включает контрольно-измерительные приборы, расположенные на хвостовике или вне хвостовика, эжектор, расположенный выше насоса, диспергатор и/или сепаратор, расположенный на приеме насоса, приемную сетку или фильтр, расположенную на входе в насос, разъединительное устройство и/или муфта со срезными элементами, центратор, расположенный на штоке разъединителя колонн или на НКТ.This goal is achieved by the fact that the proposed pump installation for simultaneous and separate operation of wells includes a pipe string, a pump with a liner, a hydraulic channel and / or an electric cable, at least one packer located on the liner and / or outside the liner, at least , one regulating locking and overflow device located on the shank and / or outside the shank and connected to the hydraulic channel and / or with the electric cable, the pump being a deep electric c or a sucker rod pump, and at least one packer, is connected to the hydraulic channel and / or with an electric cable and is installed above the pump with a shank and / or below the pump with a shank, in addition, the packer is made of hydraulic or mechanical or electrical action and is equipped with a reusable hydraulic or electrical control shut-off device, the control shut-off device is a bellows, piston, valve, fitting, also as a control shut-off device but the overflow device uses a packer or a borehole chamber with a check valve or fitting, the shank is made of a monolithic, hollow, hollow with a blind end, it additionally includes instrumentation located on the shank or outside the shank, an ejector located above the pump, a disperser and / or a separator located at the pump inlet, a intake grid or filter located at the pump inlet, a disconnecting device and / or a coupling with shear elements, a centralizer located on the rod of the disconnector bosom or on tubing.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин включает колонну труб, насос с хвостовиком, гидравлический канал и/или электрический кабель, по меньшей мере, один пакер, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенный на хвостовике и/или вне хвостовика ниже или выше насоса и соединенный с гидравлическим каналом и/или с электрическим кабелем, при этом насос представляет собой глубинный электрический насос или штанговый глубинный насос, хвостовик выполнен монолитным, полым, полым с глухим концом, она дополнительно снабжена якорем, контрольно-измерительными приборами с кабелем связи или автономными, расположенными на хвостовике или вне хвостовика, пакером или пакерами, пакер выполнен гидравлического или электрического многоразового действия.A pump installation for simultaneous and separate operation of wells includes a pipe string, a pump with a liner, a hydraulic channel and / or an electric cable, at least one packer configured to act as a regulating shut-off device located on the liner and / or outside the liner lower or higher than the pump and connected to the hydraulic channel and / or with the electric cable, while the pump is a deep electric pump or sucker rod pump, the shank is made n monolithic, hollow, with the hollow closed end, it is further provided with anchor instrumentation cable connection or autonomous disposed on the shank or the shank is, a packer or packers, the packer is formed of a hydraulic or electric reusable.
На фиг.1-10 изображена Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) в разрезе; на фиг.11-15 изображена Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 2) в разрезе.Figure 1-10 shows a pump installation for simultaneous and separate operation of wells (Option 1) in the context; 11-15 depict a pump installation for simultaneous and separate operation of wells (Option 2) in the context.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) содержит колонну труб 1, насос 2 с хвостовиком 3, гидравлический канал 4 и/или электрический кабель 5, по меньшей мере, один пакер 6, расположенный на хвостовике 3 и/или вне хвостовика 3, соединенный с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5, по меньшей мере, одно регулирующее запорно-перепускное устройство 7.A pump installation for simultaneous and separate operation of wells (Option 1) comprises a pipe string 1, a pump 2 with a liner 3, a hydraulic channel 4 and / or an electric cable 5, at least one packer 6 located on the liner 3 and / or outside the liner 3, connected to the hydraulic channel 4 and / or to the electric cable 5, at least one regulating shut-off and bypass device 7.
По меньшей мере, один пакер 6 установлен выше (фиг.9, 10) и/или ниже (фиг.1-8) насоса 2 с хвостовиком 3. При этом пакер 6 выполнен гидравлического или механического, или электрического действия и дополнительно снабжен регулирующим запорно-перепускным устройством 7 многоразового гидравлического или электрического действия.At least one packer 6 is installed above (Figs. 9, 10) and / or below (Figs. 1-8) of pump 2 with a shank 3. Moreover, the packer 6 is made of hydraulic or mechanical or electrical action and is additionally equipped with a regulating shut-off - by-pass device 7 of reusable hydraulic or electrical action.
Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 соединено с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5 и управляет, в том числе и дистанционно, циркуляцией проходящего через него скважинного флюида в режиме реального времени под воздействием давления из гидравлического канала 4 или под воздействием электрического сигнала поступающего по электрическому кабелю 5. Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 представляет собой, например, сильфон, поршень, задвижку, в том числе, дистанционно-регулирующую задвижку (фиг.9), штуцер, боковой всасывающий клапан с функцией регулирующего запорно-перепускного устройства 7 (фиг.3, 4) и т.д.The control shut-off-bypass device 7 is connected to the hydraulic channel 4 and / or to the electric cable 5 and controls, including remotely, the circulation of the borehole fluid passing through it in real time under the influence of pressure from the hydraulic channel 4 or under the influence of an electric signal arriving by electric cable 5. The regulating locking and bypass device 7 is, for example, a bellows, a piston, a valve, including a remote-controlling valve (Fig. 9), a fitting, side suction valve with the function of a regulating shut-off-by-pass device 7 (Figs. 3, 4), etc.
Регулирующее запорно-перепускное устройство 7 расположено в хвостовике 3 (фиг.2, 4) и/или вне хвостовика 3, например, в пакере 6 (фиг.9, 10), в скважинной камере 8 (фиг.6-9), в насосе 2 (фиг.3, 4).Regulating locking and bypass device 7 is located in the shank 3 (Fig.2, 4) and / or outside the shank 3, for example, in the packer 6 (Fig.9, 10), in the borehole chamber 8 (Fig.6-9), pump 2 (figures 3, 4).
Насос 2 представляет собой глубинный электрический насос, например, в виде электроцентробежного, мультифазного, вихревого или другого насоса с электроприводом (фиг.6, 7, 9, 10) или штанговый глубинный насос (фиг.1-5, 8).The pump 2 is a deep electric pump, for example, in the form of an electric centrifugal, multiphase, vortex or other electric pump (Fig.6, 7, 9, 10) or sucker rod pump (Fig.1-5, 8).
Хвостовик 3 выполнен монолитным (фиг.10, 14, 15) или полым (фиг.2, 3, 7, 8, 9), в том числе полым с глухим концом (фиг.1, 13), в виде колонны штанг, труб и т.п. Хвостовик 3 дополнительно снабжен, по меньшей мере, одним боковым перепускным отверстием 9 (фиг.7, 9), выполненным, например, в верхней части труб, в соединительной муфте, НКТ или полых штангах. В боковое перепускное отверстие 9 устанавливаю, например, регулирующее запорно-перепускного устройства 7 и т.п.The shank 3 is made monolithic (figure 10, 14, 15) or hollow (figure 2, 3, 7, 8, 9), including hollow with a blind end (figure 1, 13), in the form of a column of rods, pipes etc. The shank 3 is additionally equipped with at least one side bypass hole 9 (Fig.7, 9), made, for example, in the upper part of the pipes, in the coupling, tubing or hollow rods. In the lateral bypass hole 9, I install, for example, a regulating shut-off-bypass device 7, etc.
Гидравлический канал 4 представляет собой напорный шланг, трубку, шлангокабель, дополнительно снабжен электропроводимой жилой (фиг.1-4, 5-10, 12-15).The hydraulic channel 4 is a pressure hose, tube, umbilical, is additionally equipped with an electrically conductive core (Figs. 1-4, 5-10, 12-15).
Электрический (силовой) кабель 5 обеспечивает электричеством электрооборудование (фиг.6, 7, 9, 10, 11, 14, 15), например, двигатель 10 для электронасоса 2, электропакера 6, электрорегулирующего запорно-перепускного устройства 7.An electric (power) cable 5 provides electricity for electrical equipment (Figs. 6, 7, 9, 10, 11, 14, 15), for example, an engine 10 for an electric pump 2, an electric packer 6, an electrically-operated shut-off and by-pass device 7.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по Варианту 1 дополнительно включает контрольно-измерительные приборы 11 (фиг.8, 9, 10, 15) и контроллер 12 (фиг.10), расположенные на хвостовике 3 или вне хвостовика 3, эжектор 13 (фиг.9), расположенный выше насоса 2, в том числе между насосом 2 и вышерасположенным пакером 6, диспергатор 14 (фиг.9, 10), расположенный на приеме насоса 2, приемную сетку или фильтр 15 (фиг.6, 7, 9, 10), расположенную на входе в насос 2, сепаратор 16 (фиг.9, 10), расположенный на входе в насос 2, разъединительное устройство 17 (фиг.5-9, 15), включающее, например, соединительную или разъединительную муфту со срезными элементами, центратор 18 (фиг.9, 6), установленный на штоке разъединительного устройства 17 или на НКТ 1 с электрическим силовым кабелем 5 и/или с гидравлическим каналом 4.The pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to Option 1 additionally includes instrumentation 11 (Fig. 8, 9, 10, 15) and a controller 12 (Fig. 10) located on the shank 3 or outside the shank 3, the ejector 13 ( Fig.9) located above the pump 2, including between the pump 2 and the upstream packer 6, the dispersant 14 (Fig.9, 10) located on the intake of the pump 2, the receiving grid or filter 15 (Fig.6, 7, 9 , 10) located at the inlet to the pump 2, the separator 16 (Fig.9, 10) located at the inlet to the pump 2, a disconnecting device 17 (f 5–9, 15), including, for example, a connecting or disconnecting sleeve with shear elements, a centralizer 18 (Figs. 9, 6) mounted on the rod of the disconnecting device 17 or on the tubing 1 with an electric power cable 5 and / or hydraulic channel 4.
Дополнительно используют электрический кабель 19, предназначенный для связи и питания кабельных контрольно-измерительных приборов 11. Электрический кабель 19 дополнительно включает медные оптико-волоконные жилы.In addition, an electric cable 19 is used for communication and powering cable instrumentation 11. The electric cable 19 further includes copper fiber optic cores.
Контрольно-измерительные приборы 11 с применением кабеля для связи 19 (кабельные приборы) представляют собой, например, расходомеры для передачи информации по кабелю связи 19 (фиг.8, 9, 10), автономные приборы на якорях и др.Instrumentations 11 using a communication cable 19 (cable devices) are, for example, flowmeters for transmitting information over a communication cable 19 (Figs. 8, 9, 10), stand-alone devices at anchors, etc.
Контрольно-измерительные приборы 11 дополнительно выполнены с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства 7.Control and measuring devices 11 are additionally configured to perform the functions of a regulating shut-off and by-pass device 7.
Контроллер 12 (фиг.10) предназначен для управления работой контрольно-измерительных приборов 11 и регулирующих запорно-перепускных устройств 7.The controller 12 (figure 10) is designed to control the operation of instrumentation 11 and regulating locking and bypass devices 7.
Диспергатор 14 (фиг.9, 10) создает однородную гомогенную смесь и предотвращает образование газовых пробок внутри насоса 2.Dispersant 14 (Fig.9, 10) creates a homogeneous homogeneous mixture and prevents the formation of gas plugs inside the pump 2.
Приемная сетка или фильтр 15 (фиг.6, 7, 9, 10) предотвращает засорение насоса 2.The receiving grid or filter 15 (Fig.6, 7, 9, 10) prevents clogging of the pump 2.
Сепаратор 16 выводит излишний газ в затрубное пространство (фиг.9, 10).The separator 16 removes excess gas into the annulus (Figs. 9, 10).
Разъединительное устройство 17 (фиг.5-9, 15), например, разъединитель колонн, используют для безаварийного извлечения из скважины предлагаемой насосной установкой в случае присыпа пакеров 6 сверху, например, породой и песком.The disconnecting device 17 (FIGS. 5-9, 15), for example, the column disconnector, is used for trouble-free extraction of the proposed pumping unit from the well in case of packers 6 sprinkling on top, for example, with rock and sand.
Центратор 18 (фиг.9, 6) выполнен, например, в виде муфты с большим диаметром, и установлен для обеспечения центрирования и беспрепятственного вхождения в корпус разъединительного устройства 17, а также для предотвращения повреждения электрического кабеля 5, 19 в случае прижимания поверхностью НКТ 1 электрического кабеля 5, 19 к стенкам эксплуатационной колонны.The centralizer 18 (Fig.9, 6) is made, for example, in the form of a sleeve with a large diameter, and is installed to ensure centering and unhindered entry into the housing of the disconnecting device 17, as well as to prevent damage to the electric cable 5, 19 in case of pressing the surface of the tubing 1 electric cable 5, 19 to the walls of the production casing.
Кроме этого, центратор 18 выполнен с пазами или осевыми каналами для укладки в них электрических кабелей 5, 19 или гидравлического канала 4 для защиты их от повреждений во время спуско-подъемных операций.In addition, the centralizer 18 is made with grooves or axial channels for laying electric cables 5, 19 or a hydraulic channel 4 in them to protect them from damage during tripping.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по Варианту 2 содержит колонну труб 1, насос 2 с хвостовиком 3, гидравлический канал 4 и/или электрический кабель 5, 19 по меньшей мере, один пакер 6, выполненный с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства, расположенного на хвостовике 3 и/или вне хвостовика 3 ниже насоса 2 и соединенный с гидравлическим каналом 4 и/или с электрическим кабелем 5 (фиг.11-15).A pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to Option 2 comprises a pipe string 1, a pump 2 with a liner 3, a hydraulic channel 4 and / or an electric cable 5, 19, at least one packer 6, configured to perform the function of a regulating shut-off and bypass a device located on the shank 3 and / or outside the shank 3 below the pump 2 and connected to the hydraulic channel 4 and / or with the electric cable 5 (Fig.11-15).
Пакер 6 выполнен с возможностью осуществления функции регулирующего запорно-перепускного устройства в виде гидравлически или электрически дистанционно управляемого отсекающего регулирующего запорно-перепускного устройства периодически пакерующегося за счет изменения гидравлического давления или электрического импульса - это перепускной или раздвижной пакер 6.The packer 6 is configured to perform the functions of a regulating shut-off and bypass device in the form of a hydraulically or electrically remotely controlled shut-off regulating shut-off and by-pass device periodically packaged by changing hydraulic pressure or an electrical impulse - this is a bypass or sliding packer 6.
Под воздействием давления из гидравлического канала 4 или электрического сигнала переданному по электрическому кабелю 5, в том числе и дистанционно, управляют работой перепускного или раздвижного пакера 6, регулируя циркуляцию, проходящего через него скважинного флюида в режиме реального времени.Under the influence of pressure from the hydraulic channel 4 or an electric signal transmitted through the electric cable 5, including remotely, the operation of the bypass or sliding packer 6 is controlled by regulating the circulation of the borehole fluid passing through it in real time.
В перепускном или раздвижном пакере 6 его внешние уплотнительные манжеты периодически перекрывают или открывают переток флюидов, т.е. они периодически во времени герметизируют пакер 6 со стенками эксплуатационной колонны.In the transfer or sliding packer 6, its external sealing lips periodically block or open the fluid flow, i.e. they periodically in time seal the packer 6 with the walls of the production casing.
Насос 2 представляет собой глубинный электрический насос, например, в виде электроцентробежного, мультифазного, вихревого или другого насоса с электроприводом (фиг.11, 14, 15), или штанговый глубинный насос (фиг.12, 13), например, в виде двух - или многоплунжерного вставного насоса.Pump 2 is a deep electric pump, for example, in the form of an electric centrifugal, multiphase, vortex, or other electric pump (Fig. 11, 14, 15), or a sucker rod pump (Fig. 12, 13), for example, in the form of two - or multi-plunger plug-in pump.
Хвостовик 3 выполнен монолитным (фиг.14, 15) или полым (фиг.11, 12), в т.ч. полым с глухим концом (фиг.13) и представлен, в виде колонны штанг, труб и т.д., дополнительно снабжен боковым перепускным отверстием 9 (фиг.13).The shank 3 is made monolithic (Fig.14, 15) or hollow (Fig.11, 12), incl. hollow with a blind end (Fig) and is presented, in the form of a column of rods, pipes, etc., is additionally equipped with a side bypass hole 9 (Fig.13).
Боковое перепускное отверстие 9 в хвостовике 3 (фиг.13) выполнено, например, в соединительной муфте, НКТ 1, полых штангах, и используют для установки в них регулирующего запорно-перепускного устройства 7 и др.The lateral bypass hole 9 in the shank 3 (Fig.13) is made, for example, in the coupling, tubing 1, hollow rods, and is used to install the regulating shut-off and bypass device 7, etc.
Гидравлический канал 4 представляет собой напорный шланг или трубку, шлангокабель (фиг.11, 12, 14, 15).The hydraulic channel 4 is a pressure hose or tube, umbilical (11, 12, 14, 15).
Электрический кабель 5 обеспечивает электричеством электрооборудование, например, двигатель 10 для электронасоса 2, электропакера 6, электрорегулируещего запорно-перепускного устройства 7. Электрический кабель 5 дополнительно используют как кабель для связи 19 в виде канала для передачи данных от контрольно-измерительных приборов 11 (фиг.11, 14, 15).The electric cable 5 provides electricity for electrical equipment, for example, an engine 10 for an electric pump 2, an electric packer 6, an electric regulating shut-off device 7. An electric cable 5 is additionally used as a communication cable 19 in the form of a channel for transmitting data from instrumentation 11 (Fig. 11, 14, 15).
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин в варианте 2 дополнительно снабжена пакером или пакерами 6, контрольно-измерительными приборами 11, контроллером 12, расположенными на хвостовике 3 или вне хвостовика 3, эжектором 13, расположенным выше насоса 2, в том числе между насосом 2 и вышерасположенным пакером 6, диспергатором 14 и/или сепаратором 16, расположенным на приеме насоса 2, приемной сеткой или фильтром 15, расположенным на входе в насос 2, якорем.The pump installation for simultaneous and separate operation of wells in option 2 is additionally equipped with a packer or packers 6, instrumentation 11, a controller 12 located on the liner 3 or outside the liner 3, an ejector 13 located above the pump 2, including between the pump 2 and an upstream packer 6, dispersant 14 and / or separator 16, located at the intake of pump 2, a receiving mesh or filter 15, located at the inlet of pump 2, with an anchor.
Пакер 6 выполнен гидравлического, механического или электрического действия.Packer 6 is made of hydraulic, mechanical or electrical action.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 1) работает следующим образом.A pump installation for simultaneous and separate operation of wells (Option 1) works as follows.
Согласно фиг.1, в скважину на НКТ 1 с гидравлическим каналом 4 спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 с монолитным хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6 с регулирующим запорно-перепускным устройством 7. Далее пакеруют пакер 6 между интервалами перфорации 20 и 21.According to figure 1, a sucker rod pump 2 with a monolithic liner 3 is lowered to a predetermined depth into a well on a tubing 1 with a hydraulic channel 4, on which a packer 6 with a regulating shut-off-by-pass device 7 is located. Next, a packer 6 is packaged between the perforation intervals 20 and 21 .
Гидравлически регулируемый пакер 6 находится в запакерованном состоянии, при этом флюид из нижнего пласта проходит через регулирующее запорно-перепускное устройство 7, установленное в посадочном месте пакера 6. При этом через боковое перепускное отверстие 9 в хвостовике 3 флюид поступает на прием штангового глубинного насоса 2.The hydraulically adjustable packer 6 is in a sealed state, while the fluid from the lower reservoir passes through the regulating shut-off / bypass device 7, which is installed in the seat of the packer 6. In this case, the fluid enters the sucker rod pump 2 through the lateral bypass hole 9 in the liner 3.
Гидравлически регулирующее запорно-перепускное устройство 7, установленное в пакере 6, регулирует сообщение или разобщение нижнего интервала перфорации 21 с надпакерной областью - с верхним интервалом перфорации 20.A hydraulically adjusting locking-overflow device 7, installed in the packer 6, regulates the communication or disconnection of the lower interval of the perforation 21 with the over-packer region - with the upper interval of the perforation 20.
После приведения в действие штангового глубинного насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.After actuating the sucker rod pump 2 into operation, two formations are simultaneously involved in the development with perforation intervals of 20 and 21.
Для отключения из разработки нижнего интервала перфорации 21 в гидравлический канал 4 с поверхности нагнетают жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического запорно-перепускного устройства 7. При необходимости совместной эксплуатации двух пластов снижают давление в запорно-перепускном устройстве 7, что приводит к его открытию и поступлению флюида на прием насоса из нижнего пласта одновременно с флюидом из верхнего пласта.To disconnect from the development of the lower interval of perforation 21 into the hydraulic channel 4 from the surface pump liquid under sufficient pressure to operate the hydraulic shut-off device 7. If necessary, the joint operation of two layers reduce the pressure in the shut-off device 7, which leads to its opening and flow fluid to receive the pump from the lower reservoir at the same time as the fluid from the upper reservoir.
На фиг.2 в отличие от фиг.1 насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации включает два гидравлических канала 4, которые подводят гидравлическое давление к регулирующим запорно-перепускным устройствам 7, установленным в хвостовике 3. После спуска и пакеровки пакера 6 запускают в работу штанговый глубинный насос 2 в эксплуатацию и одновременно вовлекают в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.In Fig. 2, in contrast to Fig. 1, a pumping unit for simultaneous and separate operation includes two hydraulic channels 4, which supply hydraulic pressure to the regulating shut-off-by-pass devices 7 installed in the shank 3. After the packer 6 is lowered and packaged, the rod the deep pump 2 is put into operation and at the same time two layers are involved in the development with perforation intervals of 20 and 21.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности нагнетают в заданный шлангокабель 4 или в оба шлангокабеля 4 жидкость под заданным давлением для срабатывания гидравлического регулирующего запорно-перепускного устройства 7.To disconnect from the development of one of the perforation intervals 20 or 21 from the surface, liquid is injected into a predetermined umbilical 4 or both umbilicals 4 under a predetermined pressure to actuate the hydraulic control shut-off / bypass device 7.
Изменяя давление в шлангокабелях 4, и соответственно в регулирующих запорно-перепускных устройствах 7, добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки.By changing the pressure in the umbilicals 4, and accordingly in the regulating shut-off and bypass devices 7, they achieve the desired operating mode of the proposed pump installation.
Периодическое поочередное отключение одного из пластов с интервалами перфорации 20 или 21 позволяет сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида раздельно по пластам.Periodic alternate shutdown of one of the strata with perforation intervals of 20 or 21 allows direct measurements of the composition and water cut of the produced fluid separately for the strata.
На фиг.3 представлена предлагаемая насосная установка со штанговым глубинным насосом 2, имеющим дополнительный боковой клапан 22. При этом в канале, соединяющим его с камерой нижнего всасывающего плунжера, устанавливают регулирующее запорно-перепускное устройство 7. После спуска данной насосной установки и пакеровки пакера 6 на заданной глубине, запускают в работу штанговый глубинный насос 2, который начинает отбор флюида из интервалов перфораций 20 и 21. В случае необходимости отключения верхнего пласта с интервалом перфорации 20 нагнетают в гидравлический канал 4 под давлением жидкость для дистанционного перевода регулирующего запорно-перепускного устройства 7 в режим закрытия сообщения бокового всасывающего клапана 22 с штанговым глубинным насосом 2. После этого производят только из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 добычу флюида с отбором проб для определения его состава и обводненности. Данную насосную установку применяют в случаях превышения давления верхнего пласта над нижним пластом.Figure 3 presents the proposed pump installation with a sucker rod pump 2 having an additional side valve 22. In this case, in the channel connecting it to the chamber of the lower suction plunger, a regulating shut-off-by-pass device 7. is installed. After the pumping unit is lowered and the packer 6 is packaged at a given depth, a sucker rod pump 2 is launched into operation, which begins the selection of fluid from the intervals of perforations 20 and 21. If it is necessary to turn off the upper formation with an interval of perforation 20, they are pumped a hydraulic channel 4 under pressure for remotely transferring the control shut-off device 7 to the closing mode of the side suction valve 22 with the sucker rod pump 2. After this, fluid is extracted from the lower reservoir with a perforation interval 21 to take samples to determine its composition and water cut. This pumping unit is used in cases of excess pressure of the upper reservoir over the lower reservoir.
Если же давление верхнего пласта с интервалом перфорации 20 меньше давления нижнего пласта с интервалом перфорации 21, то применяют установку, приведенную на фиг.4, где представлена предлагаемая насосная установка также с боковым всасывающим клапаном 22 с функцией регулирующего запорно-перепускного устройства 7. Однако через него всасывается флюид из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 с более высоким давлением. При этом хвостовик 3 дополнительно снабжен перепускным патрубком 23, соединяющим боковой всасывающий клапан 22 с подпакерной областью (фиг.4). Второе регулирующее запорно-перепускное устройство 7 расположено в хвостовике 3 для регулирования и отсечения притока флюида из верхнего пласта с интервалом перфорации 20.If the pressure of the upper reservoir with an interval of perforation 20 is less than the pressure of the lower reservoir with an interval of perforation 21, then use the installation shown in figure 4, which presents the proposed pump installation also with a side suction valve 22 with the function of a regulating shut-off device 7. However, through fluid from the lower reservoir is sucked in with a perforation interval 21 with a higher pressure. In this case, the shank 3 is additionally equipped with a bypass pipe 23 connecting the side suction valve 22 with the under-packer region (Fig. 4). The second control shut-off-bypass device 7 is located in the shank 3 for regulating and cutting off the flow of fluid from the upper reservoir with an interval of perforation 20.
После приведения в действие плунжера штангового глубинного насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом через боковой всасывающий клапан 22 поступает флюид из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 с большим давлением из под пакера 6 по хвостовику 3 затем из хвостовика 3 по перепускному патрубку 23 в боковой всасывающий клапан 22.After actuating the plunger of the sucker rod pump 2, two reservoirs are simultaneously put into operation with perforation intervals 20 and 21. At the same time, fluid from the lower reservoir with a perforation interval 21 with high pressure from the packer 6 along the liner 3 then from the shank 3 through the bypass pipe 23 to the side suction valve 22.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности нагнетают в шлангокабель 4 жидкость под заданным давлением для закрытия гидравлически регулирующего бокового всасывающего клапана 22 или регулирующего запорно-перепускного устройства 7.To disconnect from the development of one of the perforation intervals 20 or 21 from the surface, liquid is injected into the umbilical 4 under a predetermined pressure to close the hydraulically regulating side suction valve 22 or regulating shut-off / bypass device 7.
Изменяя давление в шлангокабеле 4 и, соответственно, в боковом всасывающем клапане 22 или регулирующем запорно-перепускном устройстве 7 добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки.By changing the pressure in the umbilical 4 and, accordingly, in the side suction valve 22 or the regulating shut-off-by-pass device 7, the desired operating mode of the proposed pump installation is achieved.
Периодическое отключение заданного пласта с интервалом перфорации 20 или 21 обеспечивает возможность сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида совместно или раздельно по одному из пластов.Periodic shutdown of a given formation with a perforation interval of 20 or 21 provides the ability to make direct measurements of the composition and water cut of the produced fluid together or separately for one of the layers.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин по варианту 1, изображенная на фиг.5 и фиг.6, работает следующим образом.Pump installation for simultaneous and separate operation of wells according to option 1, shown in Fig.5 and Fig.6, works as follows.
На НКТ 1 спускают «висячий» пакер 6, например, гидравлического типа с нижней воронкой 24, снабженного сверху разъединителем колонн 17, устанавливают в эксплуатационной колонне 25 его в заданном интервале между интервалами перфорации 20 и 21 и осуществляют разъединение и подъем НКТ 1 на поверхность (фиг.5).On the tubing 1, a “hanging” packer 6 is lowered, for example, of a hydraulic type with a lower funnel 24 provided with a column disconnector 17 on top, installed in a production string 25 in a predetermined interval between the perforation intervals 20 and 21, and the tubing 1 is disconnected and lifted to the surface ( figure 5).
После этого в основании хвостовика 3 устанавливают шток разъединителя колонн 17 для фиксации с корпусом разъединителя колонн 17 и пакером 6.After that, in the base of the shank 3 set the rod of the disconnector of the columns 17 for fixing with the housing of the disconnector of the columns 17 and the packer 6.
Затем спускают на НКТ 1 электронасос 2 с хвостовиком 3, на котором установлены центратор 18 и дистанционно управляемая скважинная камера 8 с регулирующим запорно-перепускным устройством 7 в виде регулятора, гидравлический канал 4, соединенный с регулятором 7, снизу которой устанавливают шток разъединителя колонны 17 с центратором 18. В процессе спуска шток разъединителя колонн 17 герметично устанавливают в корпусе разъединителя 17 с заданной разгрузкой на ранее установленный пакер 6 (фиг.6).Then, an electric pump 2 with a liner 3 is lowered onto the tubing 1, on which a centralizer 18 and a remote-controlled well chamber 8 with a regulating shut-off-by-pass device 7 in the form of a regulator are installed, a hydraulic channel 4 connected to the regulator 7, from the bottom of which the column disconnector rod 17 s is installed centralizer 18. During the descent, the rod of the disconnector of the columns 17 is hermetically installed in the housing of the disconnector 17 with the specified unloading on the previously installed packer 6 (Fig.6).
Далее приводят в действие погружной электродвигатель 10, который приводит в действие электронасос 2.Next, a submersible motor 10 is driven, which drives the electric pump 2.
Пластовый флюид из нижнего интервала перфорации 21 начинает поступать в воронку 24 далее в скважинную камеру 8 с регулятором 7 и через регулятор 7 в надпакерную область, затем в приемную сетку 15. После чего электронасосом 2 пластовый флюид поднимается на поверхность. Одновременно с этим пластовый флюид из верхнего пласта из интервала перфорации 20 также поступает через приемную сетку 15 на прием электронасоса 2 и затем на поверхность.The formation fluid from the lower perforation interval 21 begins to flow into the funnel 24 then into the borehole chamber 8 with the regulator 7 and through the regulator 7 into the over-packer region, then into the receiving grid 15. After that, the electric fluid 2 rises to the surface by the electric pump 2. At the same time, the formation fluid from the upper formation from the perforation interval 20 also enters through the receiving grid 15 to receive the electric pump 2 and then to the surface.
Для исключения из разработки нижнего пласта с интервалом перфорации 21 подается давление в гидравлический канал 4 и за счет дистанционной передачи избыточного давления закрывают дистанционно-регулируемый гидравлический регулятор 7, что приводит к перекрытию притока из интервала перфорации 21.To exclude from the development of the lower reservoir with a perforation interval 21, pressure is supplied to the hydraulic channel 4 and, due to the remote transmission of excess pressure, the remote-controlled hydraulic regulator 7 is closed, which leads to blocking the inflow from the perforation interval 21.
Путем периодического изменения давления в гидравлическом канале 4 производят периодическое открытие или закрытие регулятора 7, за счет чего осуществляют регулирование поступления флюида из нижнего пласта с интервалом перфорации 21 на прием электронасоса 2.By periodically changing the pressure in the hydraulic channel 4, the regulator 7 is periodically opened or closed, due to which the flow of fluid from the lower reservoir is regulated with an interval of perforation 21 for receiving the electric pump 2.
Согласно фиг.7 в эксплуатационную колонну 25 сначала спускают НКТ 1 и устанавливают пакер 6, затем повторно спускают уже НКТ 1 с силовым кабелем 5 и гидравлическим каналом 4 на заданную глубину насос ЭЦН 2 с полым хвостовиком 3, снабженным отверстиями 9 и выполненным в виде перфорированной муфты.According to Fig. 7, tubing 1 is first lowered into production casing 25 and packer 6 is installed, then tubing 1 is already lowered again with power cable 5 and hydraulic channel 4 to a predetermined depth, the ESP pump 2 with a hollow shank 3 equipped with holes 9 and made in the form of perforated couplings.
На полом хвостовике 3 расположены два пакера 6, два регулирующих запорно-перепускных устройства 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7. Полый хвостовик 3 снабжен заглушкой 26. Разъединитель колонны 17 расположен на хвостовике 3 над запакерованным пакером 6.On the hollow shaft 3 there are two packers 6, two regulating shut-off and bypass devices 7 in the form of two remotely controlled well chambers 8 with regulators 7. The hollow shaft 3 is equipped with a plug 26. The disconnector of the column 17 is located on the shaft 3 above the sealed packer 6.
Запускают электронасос 2, начинают отбор пластового флюида из верхнего интервала перфорации 20 и из нижнего интервала перфорации 21. При этом регуляторы 7 представляют собой гидравлически регулирующие штуцеры с проходными отверстиями и находятся в положении «открыто».The electric pump 2 is started, the formation fluid is started from the upper perforation interval 20 and from the lower perforation interval 21. Moreover, the regulators 7 are hydraulically regulating fittings with passage holes and are in the “open” position.
Пакера 6 герметично разобщают интервалы перфорации 20 и 21. С помощью регуляторов 7 осуществляют раздельное регулирование притоков пластового флюида из каждого пласта с интервалом перфорации 20 и 21. Перепуск пластового флюида на прием электронасоса 2 осуществляют через боковое перепускное отверстия 9 в хвостовике 3.The packer 6 is hermetically uncoupled the perforation intervals 20 and 21. Using the regulators 7, separate regulation of the inflows of the formation fluid from each formation is carried out with an interval of perforation 20 and 21. The formation fluid is transferred to the intake of the electric pump 2 through the side bypass hole 9 in the shank 3.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 с поверхности в гидравлический канал 4 нагнетают жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического регулятора 7 и/или подают электричество на электромеханически регулятор 7 для его срабатывания.To disconnect from the development of one of the perforation intervals 20 or 21 from the surface, hydraulic fluid 4 is pumped into the hydraulic channel 4 at a pressure sufficient to actuate the hydraulic regulator 7 and / or electricity is supplied to the electromechanical regulator 7 for its actuation.
В случае необходимости отбора пластового флюида только из нижнего пласта с интервалом перфорации 21, перекрывают проходное отверстие в верхнем регуляторе 7 путем подачи заданного давления в гидравлический канал 4 достаточным для закрытия верхнего регулятора 7.If it is necessary to select formation fluid only from the lower reservoir with a perforation interval 21, the passage opening in the upper regulator 7 is closed by supplying a predetermined pressure to the hydraulic channel 4 sufficient to close the upper regulator 7.
Регуляторы 7 настроены на многопозиционность, то есть на положение «закрыто», «открыто», «частично открыто», при разном гидравлическом давлении или в противофазе давлений, либо к каждому регулятору 7 подводят отдельный гидравлический канал 4. При этом состоянием регулятора 7 управляют дистанционно гидравлически или электрически, что обеспечивает установку регулятора 7 в заданных различных многопозиционных положениях открытости штуцированного отверстия с выбором оптимального режима притока из каждого пласта с интервалом перфорации 20 и 21 и обеспечивают одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов.Regulators 7 are configured for multi-positioning, that is, to the “closed”, “open”, “partially open” position, at different hydraulic pressures or in antiphase pressures, or a separate hydraulic channel 4 is brought to each regulator 7. In this case, the state of regulator 7 is controlled remotely hydraulically or electrically, which allows the installation of the regulator 7 in predetermined various multi-position open positions of the plugged hole with the choice of the optimal inflow mode from each layer with a perforation interval of 20 and 21 and provide simultaneous and separate operation of two layers.
На НКТ 1 с двумя гидравлическими каналами 4 в одном шлангокабеле спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 с хвостовиком 3, на котором расположены два регулирующих запорно-перепускных устройства 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7 и два пакера 6, устанавливаемые по окончании спуска с герметичным отсечением друг от друга интервалов перфорации 20 и 21. Разъединитель колонн 17 расположен над нижним пакером 6 или между пакерами 6 (фиг.8).On the tubing 1 with two hydraulic channels 4 in one umbilical, a sucker rod pump 2 with a shank 3 is lowered to a predetermined depth, on which are two control shut-off-by-pass devices 7 in the form of two remotely controlled borehole chambers 8 with regulators 7 and two packers 6 installed at the end of the descent with hermetically cutting off from each other the perforation intervals 20 and 21. The column disconnector 17 is located above the lower packer 6 or between the packers 6 (Fig. 8).
Нижний пакер 6 механически пакеруют за счет поворотного или осевого перемещения, а верхний пакер 6 пакеруют за счет нажатия с разгрузкой на нижний пакер 6.The lower packer 6 is mechanically packaged by rotating or axial movement, and the upper packer 6 is packaged by pressing and unloading the lower packer 6.
В основании хвостовика 3 установлены контрольно-измерительные исследовательские приборы 11 с кабелем для связи 19 для получения данных о свойствах флюида, дебита и обводненности и других параметров с передачей их по кабелю для связи 19 на поверхность.At the base of the shank 3, control and measuring research devices 11 with a communication cable 19 are installed to obtain data on the properties of the fluid, flow rate and water cut and other parameters with their transmission over the communication cable 19 to the surface.
После приведения в действие плунжера штангового насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21.After actuating the plunger of the sucker rod pump 2, two layers are simultaneously involved in operation with perforation intervals 20 and 21.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации (20 или 21) нагнетают с поверхности в шлангокабель 4 жидкость с заданным давлением достаточным для закрытия или открытия гидравлически управляемых регулирующих запорно-перепускных устройства 7.To disconnect from the development of one of the perforation intervals (20 or 21), a fluid is injected from the surface into the umbilical 4 with a predetermined pressure sufficient to close or open the hydraulically controlled regulating shut-off and bypass devices 7.
Изменяя давление в одном из гидравлических каналов 4, и, соответственно, в регулирующих запорно-перепускных устройствах 7 добиваются заданного режима работы предлагаемой насосной установки. Периодическое отключение заданного пласта с интервалом перфорации 20 или 21 позволяет сделать прямые замеры состава и обводненности добываемого флюида совместно или раздельно по одному из пластов.By changing the pressure in one of the hydraulic channels 4, and, accordingly, in the regulating shut-off and by-pass devices 7, the desired operating mode of the proposed pump installation is achieved. Periodic shutdown of a given formation with a perforation interval of 20 or 21 allows you to make direct measurements of the composition and water cut of the produced fluid together or separately for one of the layers.
При одновременно-раздельной разработке трех пластов с возможностью ведения прямых замеров дебитов раздельно по пластам с отбором пробы на определение обводненности и др. параметров флюида в сочетании с дистанционными методами исследования скважины используют предлагаемую насосную установку, изображенную на фиг.9.With simultaneous and separate development of three reservoirs with the possibility of conducting direct measurements of flow rates separately for the reservoirs with sampling to determine water cut and other fluid parameters, in combination with remote methods for exploring the well, the proposed pumping unit shown in Fig. 9 is used.
В скважину спускают и устанавливают пакер 6 с разъединителем колонн 17 и воронкой 24. Затем спускают на колонне труб 1 электронасос 2 с электрическим силовым кабелем 5, питающим электродвигатель 10, и гидравлический канал 4 в виде шлангокабеля на заданную глубину. При этом электронасос 2 включает приемную сетку 15, центратор 18, диспергатор 14 и газосепаратор 16 и выполнен с хвостовиком 3, имеющим в верхней части перепускное отверстие 9, а в нижней части в качестве регулирующего запорно-перепускного устройства 7 используют гидравлически управляемую надпакерную задвижку (фиг.9).A packer 6 with a column disconnector 17 and a funnel 24 is lowered and installed into the well. Then, an electric pump 2 with an electric power cable 5 supplying the electric motor 10 and a hydraulic channel 4 in the form of a umbilical to a predetermined depth are lowered on a pipe string 1. In this case, the electric pump 2 includes a receiving grid 15, a centralizer 18, a disperser 14 and a gas separator 16 and is made with a shank 3 having a bypass hole 9 in the upper part and a hydraulically controlled over-packer valve is used in the lower part as a regulating shut-off / bypass device (Fig. .9).
На хвостовике 3 расположены два пакера 6 и два регулирующих запорно-перепускных устройств 7 в виде двух дистанционно управляемых скважинных камер 8 с регуляторами 7. Под пакерами 6 на НКТ 1 с гидравлически управляемой задвижкой 7 установлены дополнительные кабельные исследовательские контрольно-измерительные приборы 11 и автономные контрольно-измерительные приборы 11. Выше электронасоса 2 расположен верхний пакер 6 для отсечения, например, от вышележащего интервала негерметичности 27, и эжектор 13 для откачки свободного газа из под пакера 6.On the shank 3 there are two packers 6 and two regulating shut-off and bypass devices 7 in the form of two remotely controlled well chambers 8 with regulators 7. Under the packers 6 on the tubing 1 with a hydraulically controlled valve 7, additional cable research measuring and measuring devices 11 and autonomous monitoring devices are installed -measurement devices 11. Above the electric pump 2 there is an upper packer 6 for cutting off, for example, from the overlying leakage interval 27, and an ejector 13 for pumping free gas from under the packer 6.
После подачи напряжения на электрический кабель 5 запускается двигатель 10, который приводит в действие газосепаратор 16, диспергатор 14, электроцентробежный насос 2 и эжектор 13. За счет подъема электроцентробежным насосом 2 флюида на поверхность вовлекаются в разработку одновременно три пласта с интервалами перфорации 28, 20, 21. При этом верхний пакер 6 будет отсекать от разработки вышележащий интервал негерметичности 27. Во время эксплуатации в скважине проводятся исследования с применением кабельных контрольно-измерительных приборов 11, включающих расходомеры (резистивиметры, влагомеры, манометры и др.), с передачей информации по кабелю связи 19. Автономные контрольно-измерительные приборы 11 устанавливаются на якорях 29 или в скважинных камерах 8. Автономные контрольно-измерительные приборы 11 определяют объемы, обводненность и другие параметры, поступающих флюидов раздельно по пластам.After applying voltage to the electric cable 5, the engine 10 starts, which drives the gas separator 16, dispersant 14, electric centrifugal pump 2 and ejector 13. Due to the lifting of the fluid by the electric centrifugal pump 2 to the surface, three layers are simultaneously involved in the development with perforation intervals 28, 20, 21. At the same time, the upper packer 6 will cut off the overlying leakage interval 27 from the development. During operation, studies are carried out in the well using cable instrumentation 11, incl. measuring flowmeters (resistivimeters, moisture meters, manometers, etc.), with the transmission of information through the communication cable 19. Autonomous instrumentation 11 are installed at anchors 29 or in borehole chambers 8. Autonomous instrumentation 11 determine volumes, water cut and other parameters incoming fluids separately for the strata.
При отключении из разработки нижнего интервала перфорации 21 с поверхности в гидравлический канал 4 нагнетают жидкость под заданным давлением для регулирования гидравлически управляемой запорно-перепускной задвижкой 7 и производят эксплуатацию одновременно двух интервалов перфорации 20, 28 с определением в ходе прямых замеров на устье обводненности и других параметров добываемого флюида. Посредством исследовательских приборов 11, расположенных на хвостовике 3, определяют объемы притоков из интервалов перфорации 20, 28.When disconnecting from the development of the lower interval of perforation 21 from the surface, liquid is injected into the hydraulic channel 4 at a predetermined pressure to regulate a hydraulically controlled shut-off and by-pass valve 7 and two perforation intervals 20, 28 are operated simultaneously with the determination of direct measurements at the mouth of the water cut and other parameters produced fluid. Using research instruments 11 located on the shank 3, determine the volume of inflows from the intervals of perforation 20, 28.
В процессе эксплуатации скважины с применением гидравлического канала 4 и посредством двух регулирующих запорно-перепускных устройств 7, а именно, регуляторов и гидравлически управляемой задвижки осуществляют попеременное периодическое отключение из совместной разработки работающих интервалов, а также регулирование притоков из них. В сочетании с использованием исследовательских контрольно-измерительных приборов 11 и возможности прямых замеров параметров добываемого флюида на устье осуществляют комплексный контроль и учет добываемой продукции (нефти) в скважине.During the operation of the well with the use of a hydraulic channel 4 and by means of two regulating shut-off-by-pass devices 7, namely, regulators and a hydraulically controlled valve, they alternately periodically shut off the working intervals from the joint development, as well as regulate the inflows from them. In combination with the use of research instrumentation 11 and the possibility of direct measurements of the parameters of the produced fluid at the wellhead, they carry out comprehensive control and accounting of the produced products (oil) in the well.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, с электрическим пакером, контрольно-измерительными приборами, работает следующим образом (фиг.10).A pump installation for simultaneous and separate operation of wells, with an electric packer, instrumentation, operates as follows (figure 10).
На НКТ 1 спускают электроцентробежный насос 2 с хвостовиком 3 и силовым электрическим кабелем 5, электропакер 6 с гидравлически регулирующим запорно-перепускным устройством 7 с гидравлическим каналом 4 и контрольно-измерительные кабельные приборы 11. Электропакер 6 устанавливают в заданном интервале эксплуатационной колонны 25 выше электроцентробежного насоса 2. На хвостовике 3 расположены контрольно-измерительные приборы 11 на кабеле для связи 19 в подвешенном состоянии. По электрическому силовому кабелю 5 подают ток в электродвигатель 10 и запускают электроцентробежный насос 2. Пластовый флюид из трех пластов с интервалами перфораций 28, 21, 20 поступает через приемную сетку 15, сепаратор 16 и диспергатор 14 в электроцентробежный насос 2 и затем по НКТ 1 поднимается на поверхность. При этом флюиды из интервалов перфораций 28, 21, 20 проходят через контрольно-измерительные приборы 11.An electric centrifugal pump 2 with a shank 3 and a power electric cable 5, an electric packer 6 with a hydraulically regulating locking and bypass device 7 with a hydraulic channel 4, and control and measuring cable devices 11 are launched onto the tubing 1. An electric packer 6 is installed in a predetermined interval of the production string 25 above the electric centrifugal pump 2. On the shank 3 are instrumentation 11 on the cable for communication 19 in limbo. The electric power cable 5 supplies current to the electric motor 10 and starts the electric centrifugal pump 2. Formation fluid from three layers with perforation intervals 28, 21, 20 enters through the receiving grid 15, the separator 16 and dispersant 14 into the electric centrifugal pump 2 and then rises through the tubing 1 to the surface. In this case, the fluids from the intervals of the perforations 28, 21, 20 pass through the control and measuring devices 11.
Режим работы регулирующего запорно-перепускного устройства 7 дистанционно задают техническими условиями работы предлагаемой насосной установкой, например, для перепуска газа из-под пакера 6 или для перепуска надпакерной жидкости на прием электроцентробежного насоса 2.The operating mode of the control shut-off and bypass device 7 is remotely set by the technical conditions of the proposed pump installation, for example, for bypassing gas from under the packer 6 or for bypassing the overpacker fluid to receive an electric centrifugal pump 2.
Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (Вариант 2) работает следующим образом, (фиг. 11-15)A pump installation for simultaneous and separate operation of wells (Option 2) works as follows, (Fig. 11-15)
На колонне труб 1 с гидравлическим каналом 4 в виде шлангокабеля спускают на заданную глубину штанговый глубинный насос 2 (фиг.12, 13) или электронасос 2 (фиг.11, 14, 15) с хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6, устанавливаемый по окончании спуска между интервалами перфорации 20 и 21.On the pipe string 1 with a hydraulic channel 4 in the form of a umbilical, a sucker rod pump 2 (Fig. 12, 13) or electric pump 2 (Fig. 11, 14, 15) with a shank 3, on which the packer 6 is installed, is lowered to a predetermined depth the end of the descent between the perforation intervals 20 and 21.
После приведения в действие насоса 2 в эксплуатацию одновременно вовлекаются в разработку два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом пакер 6 находится в транспортном сложенном положении.After putting the pump 2 into operation, two layers are simultaneously involved in the development with perforation intervals 20 and 21. In this case, the packer 6 is in the transport folded position.
Для отключения из разработки одного из интервалов перфорации 20 или 21 нагнетают с поверхности в шлангокабель 4 жидкость под давлением достаточным для срабатывания гидравлического регулируемого пакера 6 (фиг.12-15) или подают электричество на электромеханически регулируемый пакер 6 (фиг.11) для его срабатывания.To disconnect from the development of one of the perforation intervals 20 or 21, pump liquid from the surface into the umbilical 4 with sufficient pressure to actuate the hydraulic adjustable packer 6 (Fig. 12-15) or supply electricity to the electromechanically adjustable packer 6 (Fig. 11) to trigger it .
После пакеровки и разобщения пластов с интервалами перфорации 20 и 21 пакером 6 добывают продукцию только из верхнего интервала перфорации 20 (фиг.11, 13-15) или только из нижнего интервала перфорации 21 (фиг.12). В целях предотвращения возможного осевого перемещения-скольжения запакерованного пакера 6 по эксплуатационной колонне 25 применяют, например, на НКТ 1 выше насоса 2 (не показано) или на хвостовике 3 якорь 29 (фиг.13) механического, гидравлического или электрического действия. При снижении давления в гидравлическом канале 4 или электрического напряжения в электрокабеле 5 пакер 6 приходит в транспортное положение и в разработку снова одновременно вовлекаются два пласта из интервалов перфорации 20 и 21.After packing and separation of the layers with perforation intervals 20 and 21, the packer 6 produces products only from the upper perforation interval 20 (Fig. 11, 13-15) or only from the lower perforation interval 21 (Fig. 12). In order to prevent possible axial movement-sliding of the packed packer 6 along the production casing 25, for example, on the tubing 1 above the pump 2 (not shown) or on the shank 3, the armature 29 (Fig.13) mechanical, hydraulic or electrical action. When the pressure in the hydraulic channel 4 or the voltage in the electric cable 5 decreases, the packer 6 comes into transport position and two layers from the perforation intervals 20 and 21 are again involved in the development simultaneously.
Контроль и регулирование притоков раздельно по пластам с интервалами перфорации 20 или 21 при ОРЭ осуществляют путем периодического изменения состояния пакера 6, а именно, его периодически пакеруют и распакеровывают.Control and regulation of the inflows separately for the layers with perforation intervals of 20 or 21 during the WEM is carried out by periodically changing the state of the packer 6, namely, it is periodically packaged and unpacked.
На НКТ 1 с силовым электрическим кабелем 5 и гидравлическим каналом 4 на заданную глубину спускают насос 2 с монолитным хвостовиком 3, на котором расположен пакер 6, устанавливаемый по окончании спуска между интервалами перфорации 20 и 21 (фиг.15).On the tubing 1 with a power electric cable 5 and a hydraulic channel 4, a pump 2 with a monolithic shank 3 is lowered to a predetermined depth, on which a packer 6 is located, installed at the end of the descent between the perforation intervals 20 and 21 (Fig. 15).
После запуска электродвигателя 10 приводят в действие насос 2 с приемной сеткой 15 и в эксплуатацию одновременно вовлекаются два пласта с интервалами перфорации 20 и 21. При этом, если пакер 6 находится в транспортном сложенном состоянии, то флюид из нижнего пласта проходит через него, а если в запакерованном состоянии, то при этом он флюид через себя не пропускает.After starting the electric motor 10, a pump 2 with a receiving grid 15 is driven and two layers are simultaneously put into operation with perforation intervals 20 and 21. Moreover, if the packer 6 is in a transport folded state, then the fluid from the lower layer passes through it, and if in a sealed state, then he does not pass fluid through himself.
Два контрольно-измерительных прибора с расходомерами 11 расположены на хвостовике 3 и определяют объем добываемой продукции одновременно и/или раздельно по пластам с интервалами перфорации 20 и/или 21 и осуществляют контроль добываемой продукции одновременно и/или раздельно по пластам (фиг.15).Two control and measuring devices with flowmeters 11 are located on the shank 3 and determine the volume of produced products simultaneously and / or separately for the layers with perforation intervals 20 and / or 21 and monitor the produced products simultaneously and / or separately for the layers (Fig. 15).
Пакер 6 находится периодически либо в запакерованном при этом он флюид через себя не пропускает, либо в транспортном состоянии, когда флюид через себя пропускает. Хвостовик 3 выполнен монолитным.Packer 6 is periodically either sealed while it does not pass fluid through itself, or in a transport state when fluid passes through itself. The shank 3 is made integral.
Предлагаемая Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин обеспечивает оптимизацию добычи нефти и работы скважины путем повышения эффективности регулирования добычи нефти, создает условия для прямых замеров дебита по каждому пласту раздельно или по скважине в целом посредством одновременно-раздельной эксплуатации, в том числе для поочередной, нескольких пластов одной скважины за счет управления, в том числе дистанционного, гидравлическим и/или электрическим регулирующим запорно-перепускным оборудованием, в том числе запорно-перепускных устройств и пакеров, путем поочередного или одновременного открытия или закрытия регулирующего запорно-перепускного оборудования.The proposed pump unit for simultaneous and separate operation of wells provides optimization of oil production and well operation by increasing the efficiency of regulation of oil production, creates the conditions for direct flow rate measurements for each formation separately or for the well as a whole through simultaneous and separate operation, including for alternate, several layers of one well due to control, including remote, hydraulic and / or electrical control shut-off and bypass equipment, in th including shut-off devices and bypass packers, by alternately or simultaneously opening or closing the shut-off and regulating the bypass equipment.
Кроме этого, предлагаемая насосная установка обеспечивает учет всех геолого-промысловых требований по эксплуатации скважины в режиме реального времени, а также получение данных о параметрах притоков и проведение прямых замеров обводненности по каждому пласту раздельно или одновременно и/или раздельно по пластам, что очень важно для учета и контроля добываемой продукции.In addition, the proposed pump unit ensures that all geological and field requirements for well operation are taken into account in real time, as well as data on inflow parameters and direct water cut measurements for each layer separately or simultaneously and / or separately for the layers, which is very important for accounting and control of extracted products.
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010108745/22U RU95741U1 (en) | 2010-03-09 | 2010-03-09 | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010108745/22U RU95741U1 (en) | 2010-03-09 | 2010-03-09 | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95741U1 true RU95741U1 (en) | 2010-07-10 |
Family
ID=42685104
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010108745/22U RU95741U1 (en) | 2010-03-09 | 2010-03-09 | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU95741U1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473790C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry |
| RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
| RU2513896C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Method of dual operation of two strata with one well |
| RU196198U1 (en) * | 2019-10-02 | 2020-02-20 | Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL |
| RU2825381C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well with increased gas factor |
-
2010
- 2010-03-09 RU RU2010108745/22U patent/RU95741U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
| RU2473790C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry |
| RU2513896C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-04-20 | Олег Сергеевич Николаев | Method of dual operation of two strata with one well |
| RU196198U1 (en) * | 2019-10-02 | 2020-02-20 | Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL |
| RU2825381C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well with increased gas factor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| RU2307920C1 (en) | Device and method for underground well completion | |
| US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
| RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
| RU2313659C1 (en) | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation | |
| RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
| RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
| US8474520B2 (en) | Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention ESP | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
| US20140209327A1 (en) | Single trip completion system and method | |
| US20130075087A1 (en) | Module For Use With Completion Equipment | |
| RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
| US20150041126A1 (en) | Bypass steam injection and production completion system | |
| RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2611786C2 (en) | Single packer pump facility for fluid production from two well formations | |
| RU2500882C9 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20170310 |