Изобретение относитс к технике добыщ-: нефти-и предназначено дл эксплуатации двух истощенных либо слабопроницаемых пластов. Известно устройст во дл периодической откачки жидкости, содержащее колонну насоснокомпрессорных труб, глубинный насос, пакер, муфту, узел управлени потоками жидкости, вьшолненный в виде забойного peryjmTOpa с системой клапанов, сообщающих прием насоса и ПОЛОСТИ насосно-компрессорных труб с затрубным пространством 1. Недрстатком указанного устройства вл етс , то, что в момент исследовани пластов необходимо производать отключение одного из них. Наиболее близким к предложенному по тех нической сущности вл етс ус ройство дл периодической откачки жидкости, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, глубинньш насос, пакер, разобщаюпвш пласты, установленную под насосом перепускную муфту с каналами , сообщающими прием насоса с надпакерным и подпакерным пространствами, и узел пере ключеши, выполненный в виде двух клапанов 2. Недостатком указанного устройства вл етс то, что оно не обеспечивает возможности исследовани каждого пласта. Целью насто щего изобретени вл етс обеспечение возможности исследовани каждого пласта. Указанна цель достигаетс тем, что устройство снабжено гидравлически св занными между собой фиксатором одного из клапанов 15 компенсагором давлени ,установленным на устье. На фиг. 1 изображен общий вид устройства: на фиг. 2 - продольньш разрез перепускной муфты. Устройство содержит глубинньп насос 1 с замковой опорой 2, которые размещены в камере 3, образованной трубой 4, имеющей внут|зенний диаметр, больший наружного диаметра Л1УФТЫ замковой опоры 2. К нижней .части трубы 4 присоединена перепускна муфта 5 с трубой 6, на которой укреплен пакер 7, установленный в эксплуатационной колонне 8. В камеру 3 помещен фиксатор 9, жестко укрепленный в верхней части перепускной муфты 5.This invention relates to a mining technology: oil and is intended to exploit two exhausted or low permeable formations. A device for periodic pumping of fluid is known, comprising a tubing string, a submersible pump, a packer, a coupling, a fluid flow control unit, implemented in the form of a bottomhole peryjmtopa with a system of valves informing the pump intake and the tubing COSTS with annulus 1. Nedrstatkom specified device is that at the time of the formations research it is necessary to disconnect one of them. The closest to the proposed by the technical essence is a device for periodic pumping of fluid, containing a tubing string, a submersible pump, a packer, an uncoupled bed, an overflow coupling under the pump, with channels that communicate the pump intake to the supra-packer and sub-parker spaces, and a switch assembly made in the form of two valves 2. A disadvantage of this device is that it does not provide the possibility of examining each stratum. The purpose of the present invention is to provide the possibility of examining each formation. This goal is achieved by the fact that the device is provided with a pressure compensator hydraulically interconnected by a lock of one of the valves 15, mounted on the wellhead. FIG. 1 shows a general view of the device: FIG. 2 - longitudinal section of the bypass coupling. The device contains a depth pump 1 with a castle support 2, which are placed in the chamber 3 formed by a pipe 4 having an internal diameter larger than the outer diameter L1 of the coupling support 2. To the bottom part of the pipe 4 there is an overflow coupling 5 with a pipe 6 on which the packer 7 is fixed, mounted in the production string 8. A retainer 9 is placed in the chamber 3, rigidly fixed in the upper part of the overflow coupling 5.
Перепускна муфта 5 состоит из корпуса 10 и расположенных внутри него платы 11 и укороченного стакана 12. В корггусе 10 и плате 1 выполнены каналы 13, 14, 15, 16 и 17. Каналы 17 и 16 имеют общую ось и, вл сь продолжением один другого, служат дл соо(5щени камеры 18 с приемной трубой 19, над которой установлен глубинный насос 1. Камера 18 образована полостью корпуса 10 и переключающим клапаном 20, содержащим нащэавл ющую клапана 21 и пггок 22. Окна 23 служат . дл поступлени жидкости из нижнего пласта. Канал 13 дл поступлени жидкости верхнего пласта ср стороны платы 11 перекрыт : слатном 24 со щтоком 25, свободно пропущенным через направл ющую 26, укрепленную в гшате 11 и свободно проход щую через укороченный стакан 12. Фиксатор 9, служагщш дл фиксации клапана 24 в закрытом положении, предстал ет собой навер1{утый на направл ющую 26 кожух 27, которого помещена пружиfia 28. В верхней части кожуха 27 укреплена втулка 29 с гетуггжером 30, имеющим свободно npotrytneffflbni внутрь пружины 28 шток 31. На втулку 29 навернута крыщка 32, полость которой залита в зко-пластичной смесью дл предотвращени попадашш механических примесей на плунжер 30. Полость кожуха 27 сообщаетс с каналом 14 посредством зазоров между нагфавл ющей 26 и щтоком 25. На усть скважины установлен задатчик устьевого давлени ., представл ющий собой врезаннглй в выкид (тую лиffflю регулируемьга компенсатор давлени 33 с обводным параллельным нефтепроводом 34, снабженным винтилем35. The bypass coupling 5 consists of the housing 10 and the boards 11 and the shortened cup 12 located inside it. In the corgus 10 and the board 1, the channels 13, 14, 15, 16 and 17 are made. The channels 17 and 16 have a common axis and are a continuation of one another , serve to joint the chamber 18 with the receiving pipe 19, above which the submersible pump 1 is installed. The chamber 18 is formed by the cavity of the housing 10 and the switching valve 20 containing the head valve 21 and the grinder 22. The windows 23 serve to inject liquid from the lower formation Channel 13 for intake of the upper stratum fluid, cf. the armor 11 is blocked off: the slatted 24 with the brush 25, freely passed through the guide 26, reinforced in the hoop 11 and freely passing through the shortened cup 12. The fixer 9, which serves to fix the valve 24 in the closed position, represents itself 26 casing 27, which is placed in spring 28. In the upper part of casing 27, sleeve 29 is reinforced with gettugger 30, which has npotrytneffflbni free inside spring 28 rod 31. A cover 32 is screwed onto sleeve 29, the cavity of which is filled with visco-plastic mixture to prevent mechanical applied it is connected to the plunger 30. The cavity of the casing 27 communicates with the channel 14 by gaps between the typing 26 and the brush 25. An wellhead pressure setter is installed at the wellhead, which is embedded in the discharge (the pressure compensator 33 has a displacement parallel with the bypass parallel oil pipeline 34, equipped with a screw 35.
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
В зависимости от величины перепада давлений между верхним и нишшм пластами в определеннный момент време 1и из оДного из них будет производитьс откачка жидкостиDepending on the magnitude of the pressure differential between the upper and the nish seams, at a certain moment in time 1 and from one of them the liquid will be pumped out
глубинным насосом 1. При откачке прод}1 ции верхнего пласта жидкость попадает в кашш 13, благодар создаваемому напору открьшает клапан 24, затем через каналы 14, 15 проходит в камеру 18 и через капалы 16, 17 попадает в полость приемной трубы 19, то есть в прием глубинного насоса 1. Если в результате создавшегос перепада давлений между верхним и нижним пластами клапан 20 переместитс вверх и перекроет канал 15, то прекратитс приток жидкости в камеру 18 из верхнего пласта и гачнетс откачка жидкости из ни жего пласта. При зтом жидкость НИЖНЕГО пласта проходит через окна 23 в камеру 18 и затем по канал;|м 16 и 17 в прием глубинного насоса Ьusing a deep pump 1. When pumping an extension of the upper reservoir, the liquid enters the porridge 13, opens the valve 24 due to the pressure created, then passes through channels 14, 15 into chamber 18 and through traps 16, 17 enters the cavity of the receiving pipe 19, i.e. into the intake of a deep-well pump 1. If, as a result of the pressure differential between the upper and lower layers, the valve 20 moves up and closes the channel 15, the flow of fluid into the chamber 18 from the upper layer will stop and the pumping of the lower layer will stop. With this, the liquid of the LOWER formation passes through the windows 23 into the chamber 18 and then through the channel; | m 16 and 17 into the intake of a deep-well pump b
В момет переключепн потоков жидкосу TLI из одного, то ИЗ другого пласта к прис .J лубиштого насоса должны измен тьс конфигурации устьевых дик мограмм работы насоса. Эти визуально шблюдаемые измене ш в конфигураци х динамограмм дают возможность судить о том, что устройство работает и насос попеременно откачивает жидкость то из одйсго то из другого пласта. Однако по динамограмма невозможно определить какой именно из пласто в дашат момент находитс в работе, а, следовательно , и дебит которого кз них в данный момет измер етс . Дл измерени дебита нижнего пласта перекрьшают на устье вентиль 35. При зтом начинает расти устьевое давление до величины, на которую отрегулирован компенса тор 33. На такую же величину увеличиваетс давление на плунжер 30, подпираелагй пружиной 28. Пружина 28 расштана в зависимости от глубины спуска оборудовани таким образом , гто lipH нормальном устьевом давлении плунжер 30 и сама пружина 28 остаютс неподви шыми . От созда шого избытотеого давлени пружина 28 сжимаетс и плунжер 30 со щтоком 31 движетс вниз до тех пор, пока упретс в гиток 25, в результате чего, независимо от того какой из пластов.в данный момент работал , клапан 24 окажетс закрытым. Глубинный насос будет откачивать жидкость из нижнего пласта, а переключающий клапан 20 переместитс в крайнее верхнее положение. В этот момент скважину подключают к замерной установке и производ т замер добита жидкости по нижнелгу пласту в течение любого желаемого времени. Произвед замер, открывают вентиль 35, При этом устьевое давление падает до нормального и пружина 28 возвращает плунжер 30 со щтоком 31 в свое тачальное положение . После этого напором жидкости со стороны канала 13 открьгеаетс клапан 24. Давление накопившегос столба жидкости верхнего пласта переместит переключающий клапан 20 в ниишее положен1 е и доступ жидкости нижнего пласта через отверсти 23 в камеру 18 будет перекрыт, о чем будет свидетельствовать резкое изменение конфигура1ши динамограм.мы работь насоса. Затем скважину вновь по.дключают к замерной установке на врем , равное времени замера дебита жидкости по нижнему пласту. В течение этого, времени насос будет . попеременно откачиват) жидкость то из одного то из другого пласта. При этом о п;юизво.дительности верхнего пласта суд т по разности величин дебитов, полученнь х при суммарном замере 5 опеременио работаюи1их обоих пластов и при работе то/гько нижнего пласта.In the switch between the TLI fluids from one then from the other reservoir to the adjoining j of the liquid pump, the wellhead diagrams of the pump operation should change. These visually observed changes in the configurations of the dynamograms make it possible to judge that the device is working and the pump alternately pumps out the fluid from one layer or another layer. However, it is not possible to determine by the dynamogram which of the reservoirs at the moment in operation, and, consequently, the flow rate of which to which they are currently measured. To measure the flow rate of the lower reservoir, valve 35 is overlapped at the wellhead. At the same time, the wellhead pressure begins to rise to the value by which the compensator 33 is adjusted. The pressure on the plunger 30, supported by the spring 28, increases depending on the equipment’s descent depth. Thus, the normal liphut pressure of the plunger 30 and the spring 28 itself remain unresponsive. From the created excess pressure, the spring 28 is compressed and the plunger 30 with the stem 31 moves downward until it stops at the rim 25, with the result that, regardless of which of the formations are working, the valve 24 will now be closed. The submersible pump will pump out fluid from the lower formation, and the switching valve 20 will move to the uppermost position. At this moment, the well is connected to the measurement unit and the liquid is completed to be measured through the lower formation for any desired time. After measurement, the valve 35 is opened. At the same time, the wellhead pressure drops to normal and the spring 28 returns the plunger 30 with the stem 31 to its tachalnoe position. After that, the pressure from the side of the channel 13 opens the valve 24. The pressure of the accumulated liquid column of the upper reservoir will move the switching valve 20 to the lowest position and the liquid access of the lower reservoir through the holes 23 to the chamber 18 will be blocked, which will be indicated by a sharp change in the configuration of the dynamogram. pump operation Then the well is re-connected to the metering unit for a time equal to the time of measuring the flow rate of the fluid in the lower reservoir. During this time, the pump will be. alternately pumped out) the fluid from one of the other layer. At the same time, the performance of the upper layer is judged by the difference in the flow rates obtained with a total measurement of 5 operations on both layers and during the operation of the lower layer.