RU2427705C1 - Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production. ^ SUBSTANCE: well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well consists of lifting string, of cable, of packer, of by-pass, of two pumps, lower of which is electric immersed, while upper one is encased. The packer is equipped with a unit for sealing a cable and with a split coupling; the lower pump is located in under-packer space; also, output of the lower pump is communicated with a case of the upper pump via the packer by means of inter-pump pipe string; the by-pass is located on it below the packer. ^ EFFECT: simplified design and raised reliability of pump unit operation. ^ 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для эксплуатации двух пластов в скважине.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units for the operation of two layers in the well.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: Недра, 1974. - С.89, рис.54).A well-known sucker rod pumping unit for the simultaneous operation of two layers in a well containing a column of elevator pipes, a column of rods, a packer, a liner and a differential pump. Moreover, the suction and discharge valves of the upper section of the pump are installed on the side of the cylinder, and a self-sealing packer is placed between them (Simultaneous separate operation of multilayer oil fields / R.A. Maksutov, B.E.Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M .: Nedra , 1974.- P.89, Fig. 54).

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным. При этом нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. При этом выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом. Верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством (патент РФ №2291953, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.01.2007 г.).Closest to the technical nature of the proposed installation is a pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in the well, containing a column of elevator pipes, a cable, a packer, a liner and two separate pumps for pumping production of layers, which are enclosed in the upper and lower casings, and the pump for pumping the products of the lower layer is made submersible. At the same time, the lower casing of the electric submersible pump is equipped with a cable sealing unit and is communicated from below with the under-packer space through the liner, which is equipped with a bypass device above the packer, which is able to provide hydraulic communication between the over-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the pressure of the bypass device is reached in the well. In this case, the output of the electric submersible pump is in communication with the upper casing, which is connected to the column of elevator pipes from above and is provided with a side channel. The upper pump is a rod pump, the rod string of which is hollow and hermetically connected to the plunger of the rod pump, and the intake of this pump via the side channel is communicated with the over-packer space (RF patent No. 2291953, IPC ЕВВ 43/14, published on January 20, 2007).

Недостатком установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (наличие верхнего и нижнего кожуха). Кроме этого в данном техническом решении возможен перегрев и выход из строя погружного электроцентробежного насоса, размещенного в кожухе, что сокращает межремонтный период скважины.The disadvantage of installation are: the complexity of installation on the well, the bulkiness of the equipment (the presence of the upper and lower casing). In addition, in this technical solution, overheating and failure of the submersible electric centrifugal pump located in the casing is possible, which reduces the overhaul period of the well.

Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение конструкции насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине и повышение надежности работы установки за счет погружения нижнего (электропогружного насоса) под динамический уровень.The technical task of the invention is to simplify the design of the pumping unit for the simultaneous separate operation of two layers in the well and increasing the reliability of the installation by immersing the lower (electric submersible pump) under the dynamic level.

Техническая задача решается насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, размещенное выше пакера, а также нижний электропогружной насос и верхний штанговый насос, заключенный в кожух. Согласно изобретению, пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, а нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство.The technical problem is solved by a pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in a well containing an elevator pipe string, cable, packer, transfer device located above the packer, as well as a lower electric submersible pump and an upper sucker rod pump enclosed in a casing. According to the invention, the packer is equipped with a cable sealing unit and a detachable sleeve, and the lower pump is located in the under-packer space, and the outlet of the lower pump through the packer is connected to the casing of the upper pump by an inter-pump pipe string, on which a bypass device is located below the packer.

Отличительными признаками изобретения являются:Distinctive features of the invention are:

- пакер оборудован герметизирующим устройством кабеля;- the packer is equipped with a cable sealing device;

- пакер оборудован разъемной муфтой;- the packer is equipped with a detachable sleeve;

- размещение нижнего насоса (электропогружного) в подпакерном пространстве скважины;- placement of the lower pump (electric submersible) in the under-packer space of the well;

- нижний (электропогружной) насос связан с кожухом верхнего насоса (штангового) межнасосной колонной труб, которая состоит из надпакерной и подпакерной части;- the lower (electric submersible) pump is connected to the casing of the upper pump (rod) of the inter-pump pipe string, which consists of an over-packer and a sub-packer part;

- перепускное устройство размещено в межнасосной колонне насосно-компрессорных труб ниже пакера;- the bypass device is located in the inter-pump string of the tubing below the packer;

- нижний (электропогружной) насос имеет погружение под динамический уровень.- the lower (electric submersible) pump is immersed under a dynamic level.

На чертеже представлена принципиальная схема скважинной насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине.The drawing shows a schematic diagram of a downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in the well.

Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине 19 содержит колонну лифтовых труб 1, кабель 2, пакер 3, межнасосную колонну труб 4, которая состоит из надпакерной и подпакерной части, верхний насос 5, нижний насос 6. Верхний насос 5 выполнен штанговым, при этом колонна штанг 14 соединена с плунжером 15.A pump installation for simultaneous separate operation of two layers in a well 19 comprises a column of elevator pipes 1, a cable 2, a packer 3, an inter-pump pipe string 4, which consists of an over-packer and under-packer part, an upper pump 5, a lower pump 6. The upper pump 5 is a rod pump, wherein the rod string 14 is connected to the plunger 15.

Верхний насос заключен в кожух 7, который имеет боковой канал 13 для сообщения приема верхнего насоса 5 с надпакерным пространством 16 и верхним пластом 17. Верх кожуха верхнего насоса соединен с колонной лифтовых труб 1, а низ кожуха надпакерной частью межнасосной колонны труб 4 через разъемную муфту соединен с верхней частью пакера 3, который имеет канал для гидравлической связи надпакерного 16 и подпакерного 11 пространства скважины. Пакер 3 снабжен узлом герметизации 10 кабеля 2 и соединен снизу посредством подпакерной части межнасосной колонны труб 4, с выходом нижнего насоса 6. Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта 9 выполнен электропогружным. Подпакерная часть межнасосной колонны труб 4, ниже пакера 3 оснащена перепускным устройством 12, для двухстороннего перепуска жидкости через себя. Под электропогружным насосом 6 установлен датчик давления 18 с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 6.The upper pump is enclosed in a casing 7, which has a side channel 13 for communicating the reception of the upper pump 5 with the puffer space 16 and the upper layer 17. The top of the casing of the upper pump is connected to the column of lift pipes 1, and the bottom of the casing with the puffer part of the inter-pump pipe string 4 through a split sleeve connected to the upper part of the packer 3, which has a channel for hydraulic communication overpacker 16 and subpacker 11 space of the well. The packer 3 is equipped with a sealing unit 10 of the cable 2 and is connected from below by means of the under-packer part of the inter-pump pipe string 4, with the outlet of the lower pump 6. The pump 6 for pumping the products of the lower layer 9 is made electric submersible. The sub-packer part of the pipe stub 4, below the packer 3, is equipped with a bypass device 12, for two-way liquid transfer through itself. Under the electric submersible pump 6, a pressure sensor 18 is installed with the possibility of transmitting information via cable 2 of the electric submersible pump 6.

Насосная установка работает следующим образом.The pump installation operates as follows.

Насос 6 для откачки продукции нижнего пласта подпакерной частью межнасосной колонны труб 4 соединяют с перепускным устройством 12 и пакером 3.The pump 6 for pumping the products of the lower layer by the sub-packer part of the internally pipe string 4 is connected to the bypass device 12 and the packer 3.

Пакер 3, оснащенный муфтой разъемной 8 для разъединения надпакерной части межнасосной колонны труб 4 при возникновении осложнений, соединяют надпакерной частью межнасосной колонны труб 4 с кожухом 7 верхнего насоса. Кожух 7 верхнего насоса 5 соединяют с колонной лифтовых труб 1 и насосную установку спускают до места установки пакера 3 в скважине 19 между вскрытыми продуктивными верхним 17 и нижним 9 пластами без плунжера 15.A packer 3, equipped with a detachable sleeve 8 for disconnecting the above-packer part of the pipe stub 4 in case of complications, connect the over-packer part of the pipe stub 4 with the casing 7 of the upper pump. The casing 7 of the upper pump 5 is connected to the column of elevator pipes 1 and the pump installation is lowered to the installation site of the packer 3 in the well 19 between the opened productive upper 17 and lower 9 layers without a plunger 15.

Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну штанг 14 с плунжером 15 до его входа в цилиндр штангового насоса 5. Колонну штанг 14 приводят в возвратно-поступательное движение наземным приводом (не показан), а нижний насос 6 приводят в действие подачей электроэнергии по кабелю 2. Продукция нижнего пласта 9 посредством нижнего насоса 6, проходя из подпакерного пространства 11 через перепускное устройство 12, межнасосную колонну труб 4 и далее через верхний кожух 7 и лифтовые трубы 1, поднимается на устье (на чертеже не показано) скважины 19. Продукция верхнего пласта 17, проходя из надпакерного пространства 16 через боковой канал 13 посредством плунжера 15 верхнего штангового насоса 5 через колонну лифтовых труб 1, также поднимается на устье скважины 19.Then, the column of rods 14 with the plunger 15 is lowered into the column of elevator pipes until it enters the cylinder of the rod pump 5. The column of rods 14 is driven back and forth by a ground drive (not shown), and the lower pump 6 is activated by supplying electricity through cable 2. The products of the lower layer 9 by means of the lower pump 6, passing from the under-packer space 11 through the bypass device 12, the pipe stub 4 and then through the upper casing 7 and the lift pipes 1, rises to the wellhead (not shown) of the well 19. Products the upper layer 17, passing from the overpacker space 16 through the side channel 13 by means of the plunger 15 of the upper rod pump 5 through the column of elevator pipes 1, also rises at the wellhead 19.

Для проведения исследований пластов 17 и 9 установку временно останавливают. По сигналам датчика давления 18 следят за изменением забойного давления в подпакерном пространстве 11 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 9. Одновременно эхолотом может быть снята кривая восстановления уровня (KBУ) в надпакерном (межтрубном) пространстве 16 скважины 19, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 17.To conduct studies of formations 17 and 9, the installation is temporarily stopped. The signals of the pressure sensor 18 monitor the change in bottomhole pressure in the under-packer space 11 and build a pressure recovery curve (HPC). The HPC processing determines the parameters of the lower reservoir 9. At the same time, the level recovery curve (KBU) in the overpacker (annular) space 16 of the well 19 can be taken with an echo sounder, processing of which determines the parameters of the upper reservoir 17.

Глушение верхнего пласта 17, при необходимости, осуществляют обратной промывкой (закачивая жидкость глушения в эксплуатационную колонну, при этом скважинная жидкость по боковому каналу 13 через клапаны верхнего штангового насоса 5 попадает в колонну лифтовых труб 1 и по ним поднимается на поверхность скважины 19). Для глушения нижнего пласта 9 жидкость глушения нагнетается в колонну лифтовых труб 1. При достижении величины давления, на которое настроено перепускное устройство 12, оно срабатывает и открывается, обеспечивая гидравлическую связь лифтовых труб 1 через межнасосную колонну труб 4 и насос 6 с подпакерным пространством 11 скважины 19.Muffling the upper formation 17, if necessary, is carried out by backwashing (pumping the killing fluid into the production string, while the borehole fluid passes through the valves of the upper rod pump 5 through the side channel 13 into the column of lift pipes 1 and rises to the surface of the well 19 through them). To suppress the lower layer 9, the kill fluid is pumped into the column of lift pipes 1. When the pressure reached by the bypass device 12 is reached, it activates and opens, providing hydraulic connection between the lift pipes 1 through the pipe stub 4 and pump 6 with the under-hole space 11 of the well 19.

Пример: конкретное внедрение насосной установки для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов осуществлено в скважине №24. В скважине между вскрытыми продуктивными пластами верхним имеющим интервал перфорации 1156,0-1159,6 метров и нижним имеющим интервал перфорации 1676,0-1678,0 метров на глубине 1200 метров установлен пакер МХ-1.Example: a specific implementation of a pumping unit for simultaneous separate operation of two layers was carried out in well No. 24. In the well between the opened productive formations, the upper one having the perforation interval 1156.0-1159.6 meters and the lower one having the perforation interval 1676.0-1678.0 meters at a depth of 1200 meters, is equipped with the MX-1 packer.

Подпакерную часть межнасосной колонны труб спустили на глубину 217 метров ниже пакера и соединили пакер П-ЭГМ с электропогружным насосом ЭЦН-30-1400.The sub-packer part of the pipe stub was lowered to a depth of 217 meters below the packer and the P-EGM packer was connected to the electric submersible pump ETsN-30-1400.

Верхний насос 25-175-RHAC 14-4-4 разместили в кожухе, спустили на глубину 1095 метров и соединили надпакерной частью межнасосной колонны труб с пакером П-ЭГМ. Ниже ЭЦН разместили датчик давления. Суточный дебит ШГН-17,4 тн/сут., суточный дебит ЭЦН-25,3 тн/сут.The upper pump 25-175-RHAC 14-4-4 was placed in the casing, lowered to a depth of 1095 meters and connected by the overpacker part of the pipe stub with the P-EGM packer. A pressure sensor was placed below the ESP. The daily production rate of ShGN-17.4 tons / day. The daily production rate of ESP-25.3 tons / day.

При работе насосной установки стабилизировалась работа ЭЦН. ШГН эксплуатируется с высоким коэффициентом подачи без отказов в работе по причине глубинно-насосного оборудования. Опытное внедрение установки подтвердило ее работоспособность и эффективность - получена дополнительная добыча нефти.During the operation of the pump unit, the operation of the ESP was stabilized. SHGN is operated with a high feed rate without failure due to deep-pumping equipment. The pilot implementation of the installation confirmed its efficiency and effectiveness - additional oil production was obtained.

Таким образом, предлагаемая установка по сравнению с прототипом имеет более простую конструкцию и более высокую надежность, так как устранена необходимость размещения нижнего (электропогружного) насоса в кожух. В связи с тем что насос расположен в подпакерном пространстве и имеет погружение под динамический уровень, снижается возможность перегрева и выхода из строя погружного электроцентробежного насоса, увеличивая тем самым межремонтный период скважины.Thus, the proposed installation in comparison with the prototype has a simpler design and higher reliability, since the need to place the lower (electric submersible) pump in the casing is eliminated. Due to the fact that the pump is located in the under-packer space and has immersion at a dynamic level, the possibility of overheating and failure of the submersible electric centrifugal pump is reduced, thereby increasing the well overhaul period.

Установка обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов в скважине с возможностью раздельного регулирования производительности каждого насоса, а также позволяет производить исследования каждого пласта в процессе эксплуатации без извлечения насоса и глушения пластов.The installation provides simultaneous separate operation of two layers in the well with the possibility of separately controlling the productivity of each pump, and also allows you to study each layer during operation without removing the pump and killing the layers.

Предлагаемая скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине проходит промысловые испытания на объектах ОАО «Татнефть».The proposed borehole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers in a well undergoes field tests at the facilities of OAO TATNEFT.

Claims (1)

Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, перепускное устройство, два насоса, нижний из которых является электропогружным, а верхний заключен в кожух, отличающаяся тем, что пакер снабжен узлом герметизации кабеля и разъемной муфтой, нижний насос размещен в подпакерном пространстве, при этом выход нижнего насоса через пакер сообщен с кожухом верхнего насоса межнасосной колонной труб, на которой ниже пакера размещено перепускное устройство. A pump installation for simultaneous separate operation of two layers in a well, comprising a column of elevator pipes, a cable, a packer, a transfer device, two pumps, the lower of which is electric submersible, and the upper one enclosed in a casing, characterized in that the packer is equipped with a cable sealing unit and a detachable sleeve , the lower pump is located in the under-packer space, while the output of the lower pump through the packer is in communication with the casing of the upper pump by an inter-pump pipe string, on which a bypass device is located below the packer.

Images