RU131074U1 - EQUIPMENT FOR EXPLOITATION AND RESEARCH OF MULTILAYER WELL - Google Patents

Abstract

1. Оборудование для одновременно раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, в гидравлический канал которого установлен клапан-отсекатель, переключение положений которого производится созданием перепада давления, а контроль смены положения производится по изменению давления на приеме насоса.2. Оборудование по п.1, отличающееся тем, что в гидравлическом канале клапана-отсекателя встроен регулятор расхода жидкости для ограничения поступающей жидкости из нижнего пласта в насос.1. Equipment for simultaneous separate exploration and operation of several formations separated by a packer in the borehole, into the hydraulic channel of which a shut-off valve is installed, the switching of which is done by creating a differential pressure, and the change of position is controlled by changing the pressure at the pump inlet. 2. The equipment according to claim 1, characterized in that a fluid flow regulator is integrated in the hydraulic channel of the shutoff valve to restrict the flow of fluid from the lower reservoir to the pump.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов. Обеспечивает повышение эффективности и надежности установки для эксплуатации скважины.The utility model relates to the oil industry and can be used in the development and operation of multilayer hydrocarbon deposits. Provides increased efficiency and reliability of the installation for well operation.

Известно оборудование (Патент №40647, МПК Е21В 43/16) одновременно-раздельной эксплуатации скважин двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, снабженным колонной труб с хвостовиком, в который встроена система регулирования дебита. Недостатками данного оборудования являются отсутствие возможности исследования параметров скважины по пластам, наличие хвостовика насоса, наличие колонного разъединителя.Known equipment (Patent No. 40647, IPC ЕВВ 43/16) for simultaneous and separate operation of wells of two formations, separated in the wellbore by a packer equipped with a pipe string with a liner, in which a flow control system is integrated. The disadvantages of this equipment are the lack of the ability to study well parameters in the reservoirs, the presence of a pump shank, and the presence of a column disconnector.

Известен также способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин (Патент №2313659, Е21В 43/14), включающий оснащение скважины многопакерной компоновкой на глубине пластов для их разобщения между собой и регулирующим устройством с измерительным преобразователем для определения технологических параметров рабочего агента и управления его расходом.There is also a method of simultaneous and separate operation of multilayer wells (Patent No. 2313659, ЕВВ 43/14), which includes equipping the well with a multi-packer arrangement at the depth of the seams for their separation between themselves and a control device with a measuring transducer to determine the technological parameters of the working agent and control its flow rate.

Несмотря на эффективность эксплуатации нескольких пластов одной скважиной указанным способом, в вышерассмотренном изобретении имеются некоторые недостатки: отсутствует возможность исследования параметров по пластам, наличие хвостовика насоса или кожуха установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), наличие колонного разъединителя, применение трубок или кабеля для управления, сложность монтажа многопакерной компоновки.Despite the efficient operation of several formations in one well by the indicated method, the above invention has some drawbacks: there is no possibility of studying the parameters of the formations, the presence of a pump shank or casing of an electric centrifugal pump (ESP), the presence of a column disconnector, the use of pipes or cables for control, the complexity of installation multi-packer layout.

Известна также установка (Патент №2380522, Е21В 43/12) с многопакерной или однопакерной компоновкой с возможностью спуска в скважину колонны труб с электропогружным насосом и регулирующим клапаном. Многопакерная компоновка оснащена двумя посадочными узлами, один из которых расположен выше, а другой ниже верхнего пакера. Регулирующий клапан представляет собой корпус с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен отсекающий элемент, управляемый с поверхности скважины. Представленная установка позволяет управлять с поверхности скважины состояниями «открытия», «закрытия» и степенью регулирования открытия клапанов, что повышает эффективность одновременно-раздельной эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины. Недостатками рассмотренной установки являются наличие хвостовика насоса или кожуха УЭЦН, наличие колонного разъединителя, жесткое соединение клапана с насосной установкой, что приводит к дополнительным нагрузкам на установку электроцентробежного насоса, применение трубок или кабеля для управления, большой объем спуско-подъемных работ при монтаже или ремонте скважинного оборудования.Also known installation (Patent No. 2380522, ЕВВ 43/12) with multi-packer or single-packer arrangement with the possibility of lowering into the well pipe string with an electric submersible pump and a control valve. The multi-packer arrangement is equipped with two landing units, one of which is located above and the other below the top packer. The control valve is a body with two hydraulically connected non-axial and one axial flow channels, inside which a shut-off element is placed, controlled from the surface of the well. The presented installation allows you to control the state of "opening", "closing" and the degree of regulation of valve opening from the well surface, which increases the efficiency of simultaneous and separate operation of a multilayer well by an electric submersible pump. The disadvantages of the installation considered are the presence of a pump shank or ESP casing, the presence of a column disconnector, a rigid connection of the valve to the pump installation, which leads to additional loads on the installation of an electric centrifugal pump, the use of tubes or cables for control, a large amount of hoisting and mounting work during installation or repair of a borehole equipment.

Технической задачей заявленной полезной модели является повышение эффективности и надежности известных установок за счет исключения из компоновки подвесного оборудования под насосной установкой: кожуха или хвостовика, верхнего хвостовика пакера, уплотняющего устройства колонны насосно-компрессорных труб, а также возможность эксплуатации скважины или отдельно пластов за счет управления с устья скважины состоянием клапана-отсекателя «открыто/закрыто», контролем положения клапана-отсекателя и раздельного для каждого пласта (пропластка) измерения на устье дебита и обводненности пластового флюида скважины.The technical task of the claimed utility model is to increase the efficiency and reliability of known installations by eliminating from the layout of the suspension equipment under the pump installation: a casing or liner, an upper liner of the packer, a sealing device of the tubing string, as well as the possibility of operating a well or seams separately by means of control from the wellhead with the state of the open / closed shut-off valve, monitoring the position of the shut-off valve and separate for each formation (proplas tk) measurements at the mouth of the flow rate and water cut of the formation fluid of the well.

Технический результат достигается за счет предварительного монтажа между пластами (пропластками) пакера с осевым гидравлическим каналом, перекрытым клапаном-отсекателем и способа выполнения замера дебита и обводненности каждого пласта (пропластка) скважины. При этом установка для эксплуатации скважины представляет собой традиционную (как в однопластовой скважине) установку электроцентробежного насоса с термоманометрической системой и станцией управления с частотным преобразователем.The technical result is achieved due to the preliminary installation between the layers (interlayers) of the packer with an axial hydraulic channel blocked by a shut-off valve and a method for measuring flow rate and water cut of each formation (interlayer) of the well. Moreover, the installation for the operation of the well is a traditional (as in a single-layer well) installation of an electric centrifugal pump with a thermomanometric system and a control station with a frequency converter.

Сущность полезной модели иллюстрируется схемой (фиг.1), на которой представлено скважинное оборудование с клапаном-отсекателем, перекрывающим по сигналу с устья скважины трубный канал подъема жидкости из нижнего пласта в насос.The essence of the utility model is illustrated by the diagram (Fig. 1), which shows downhole equipment with a shut-off valve that, by a signal from the wellhead, closes the pipe channel for raising liquid from the lower reservoir to the pump.

Скважинное оборудование состоит из пакера 1, разобщающего в стволе скважины пласты 2 и 3, который герметично соединен с клапаном-отсекателем 4. Клапан-отсекатель 4 может быть расположен как сверху, так и снизу пакера 1 и может иметь два положения «открыто» и «закрыто», положения клапана чередуются. Переключение положений клапана производится созданием перепада давления (агрегатом или компрессором через затрубное пространство скважины рабочим агентом водой/нефтью/азотом) на клапан-отсекатель. Разъединитель 5 используется исключительно для монтажа/демонтажа пакерной компоновки. В состав установки электроцентробежного насоса 6 входит термоманометрическая система 7, информация с которой по кабелю питания 8 погружного электродвигателя 9 подается на станцию управления с частотным преобразователем (на схеме не показано). Вместо связки УЭЦН и станции управления с частотным преобразователем можно использовать УЭЦН с вентильным электродвигателем и станцию управления для ВЭД, необходимым условием является возможность регулирования частоты вращения рабочих колес УЭЦН для поддержания заданного давления на приеме насоса.Downhole equipment consists of a packer 1, separating layers 2 and 3 in the wellbore, which is hermetically connected to the shutoff valve 4. The shutoff valve 4 can be located both above and below the packer 1 and can have two positions “open” and “ closed ”, valve positions alternate. Switching the valve positions is done by creating a differential pressure (unit or compressor through the annulus of the well with a working agent water / oil / nitrogen) to the shutoff valve. Disconnector 5 is used exclusively for mounting / dismounting the packer assembly. The installation of the electric centrifugal pump 6 includes a thermomanometric system 7, information from which is fed to the control station with a frequency converter (not shown in the diagram) via the power cable 8 of the submersible motor 9. Instead of connecting the ESP and the control station with a frequency converter, you can use the ESP with a valve electric motor and a control station for foreign economic activity, a prerequisite is the ability to control the speed of the impellers of the ESP to maintain a given pressure at the pump intake.

Монтаж скважинного оборудования ведется в следующей последовательности.Installation of downhole equipment is carried out in the following sequence.

На монтажной колонне труб в скважину спускается пакер 1 с клапаном-отсекателем 4 и разъединителем 5. Пакер устанавливается в скважину между пластами 2 и 3. Монтажная колонна труб с помощью, например, разъединителя с «левой» резьбой отсоединяется от оголовка 5 и извлекается из скважины. В скважину спускается установка электроцентробежного насоса 6 с термоманометрической системой 7 и погружным электродвигателем 9.On the assembly pipe string, a packer 1 with a shutoff valve 4 and a disconnector 5 is lowered into the well. The packer is installed in the well between the layers 2 and 3. The pipe assembly string, for example, is disconnected with a "left" thread from the head 5 and removed from the well . The installation of an electric centrifugal pump 6 with a thermomanometric system 7 and a submersible electric motor 9 descends into the well.

После установки устьевой арматуры запускается в эксплуатацию насос 6. Жидкость из нижнего пласта 3 через осевой канал пакера 1 входной и выходной каналы клапана-отсекателя 4 поступает в надпакерное пространство и смешивается с жидкостью из верхнего пласта 2, поступающей в электроцентробежный насос 6.After the wellhead valves are installed, pump 6 is put into operation. Liquid from the lower layer 3, through the axial channel of the packer 1, the inlet and outlet channels of the shut-off valve 4 enters the over-packer space and mixes with the liquid from the upper layer 2 entering the electric centrifugal pump 6.

При необходимости регулирование дебита нижнего пласта осуществляется регулятором расхода жидкости в виде штуцера (на схеме не показано), установленным в хвостовике пакера ниже запорного элемента клапана-отсекателя 4.If necessary, the flow rate control of the lower layer is carried out by a fluid flow regulator in the form of a fitting (not shown in the diagram) installed in the shank of the packer below the shut-off element of the shut-off valve 4.

Исследование многопластовой скважины заключается в замере дебита и обводненности пластов раздельно.The study of a multilayer well consists in measuring the production rate and water cut of the layers separately.

Для замера дебита верхнего пласта термоманометрической системой 7 фиксируется давление на приеме насоса бис устья скважины через затрубное пространство создается перепад давления на клапан-отсекатель 4. Клапан переходит в положение «закрыто», контроль смены положения клапана-отсекателя производится по изменению давления на приеме насоса, т.к. прекращается поступление жидкости из пласта 3 в насос 6. После того, как жидкость начинает поступать в насос 6 только из верхнего пласта 2, производится замер дебита и обводненности верхнего пласта наземной автоматизированной групповой замерной установкой.To measure the flow rate of the upper layer, the pressure gauge is fixed by the thermomanometric system 7 to the bis wellhead through the annulus creating a differential pressure to the shutoff valve 4. The valve goes into the “closed” position, the change in position of the shutoff valve is controlled by changing the pressure at the pump inlet, because the flow of fluid from the formation 3 to the pump 6 is stopped. After the fluid begins to enter the pump 6 only from the upper formation 2, the flow rate and water cut of the upper formation are measured by a ground-based automated group metering unit.

В процессе замера устанавливается режим работы УЭЦН с поддержанием заданного давления на приеме насоса, значение которого выбирается равным величине давления на приеме насоса, зафиксированного перед началом замера скважины. Таким образом, уравнивается величина рабочей депрессии на верхний пласт до и в процессе замера его режима. Определение обводненности продукции пласта 2 проводится после замены объема смешанной жидкости с двух пластов на пластовую жидкость одного пласта. Объем определяется как сумма объема жидкости от пакера до насоса и объема колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья. После чего производится определение обводненности верхнего пласта.During the measurement, the ESP operation mode is established with maintaining a given pressure at the pump intake, the value of which is chosen equal to the pressure at the pump intake, recorded before the start of the well measurement. Thus, the magnitude of the working depression on the upper layer is equalized before and during the measurement of its regime. Determination of water cut of formation 2 is carried out after replacing the volume of mixed fluid from two reservoirs with reservoir fluid of one reservoir. The volume is defined as the sum of the volume of liquid from the packer to the pump and the volume of the tubing string from the pump to the mouth. After that, the water cut of the upper layer is determined.

По окончании замера автоматизированной групповой замерной установкой дебита и обводненности пласта 2 с устья скважины через затрубное пространство создается перепад давления на клапан-отсекатель 4. Клапан переходит в положение «открыто». Возобновляется поступление жидкости из пласта 3 на прием насоса 6. Отбор жидкости ведется из двух пластов в штатном режиме.Upon completion of the measurement by an automated group metering device, the flow rate and water cut of the formation 2 from the wellhead through the annulus creates a pressure drop across the shutoff valve 4. The valve switches to the “open” position. The flow of fluid from the reservoir 3 to the intake of the pump 6 is resumed. The fluid is taken from the two reservoirs in the normal mode.

Дебит нижнего пласта определяется вычитанием из значения ранее замеренного дебита двух пластов скважины значения замеренного дебита верхнего пласта:The production rate of the lower reservoir is determined by subtracting the measured production rate of the upper reservoir from the previously measured flow rate of two well strata:

Обводненность нижнего пласта определяется:The water content of the lower reservoir is determined by:

где Q_СКВ - замеренный наземной замерной установкой суммарный дебит жидкости двух пластов (скважины);where Q _SLE - measured by the ground gauge installation, the total flow rate of the fluid of two layers (wells);

q_B - замеренный наземной замерной установкой дебит верхнего пласта, м³/сут;q _B is the flow rate of the upper layer measured by a ground measuring installation, m ³ / day;

q_H - дебит нижнего пласта, м³/сут;q _H - flow rate of the lower reservoir, m ³ / day;

θ_СКВ, θ_В - соответственно замеренные автоматизированной групповой замерной установкой или отбором проб на устье обводненности скважины (двух пластов) и верхнего пласта, д.ед.θ _SCR , θ _B - respectively measured by an automated group metering unit or by sampling at the mouth of the water cut of the well (two layers) and the upper layer, unit

Исполнение скважинной компоновки с оставляемым в скважине пакером и клапаном-отсекателем позволяет при малых трудозатратах проводить спуско-подъемные операции для замены и ремонта насосного агрегата.The execution of the borehole assembly with the packer left in the borehole and the shutoff valve allows tripping and lowering operations to replace and repair the pump unit at low labor costs.

Claims (2)

1. Оборудование для одновременно раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, в гидравлический канал которого установлен клапан-отсекатель, переключение положений которого производится созданием перепада давления, а контроль смены положения производится по изменению давления на приеме насоса.1. Equipment for simultaneous separate exploration and operation of several formations separated by a packer in the borehole, into the hydraulic channel of which a shut-off valve is installed, the switching of which is done by creating a differential pressure, and the change of position is controlled by changing the pressure at the pump intake. 2. Оборудование по п.1, отличающееся тем, что в гидравлическом канале клапана-отсекателя встроен регулятор расхода жидкости для ограничения поступающей жидкости из нижнего пласта в насос.

2. The equipment according to claim 1, characterized in that a fluid flow regulator is integrated in the hydraulic channel of the shutoff valve to limit the flow of fluid from the lower reservoir to the pump.

Images