RU2427705C1 - Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well - Google Patents
Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2427705C1 RU2427705C1 RU2010121039/03A RU2010121039A RU2427705C1 RU 2427705 C1 RU2427705 C1 RU 2427705C1 RU 2010121039/03 A RU2010121039/03 A RU 2010121039/03A RU 2010121039 A RU2010121039 A RU 2010121039A RU 2427705 C1 RU2427705 C1 RU 2427705C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- packer
- well
- cable
- casing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
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
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
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
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
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
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
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
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)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121039/03A RU2427705C1 (en) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121039/03A RU2427705C1 (en) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2427705C1 true RU2427705C1 (en) | 2011-08-27 |
Family
ID=44756791
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010121039/03A RU2427705C1 (en) | 2010-05-24 | 2010-05-24 | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2427705C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2488689C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
RU2766485C1 (en) * | 2021-06-11 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Pump unit for controlled extraction of products from well |
-
2010
- 2010-05-24 RU RU2010121039/03A patent/RU2427705C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2488689C1 (en) * | 2012-02-29 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
RU2766485C1 (en) * | 2021-06-11 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Pump unit for controlled extraction of products from well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2242166A (en) | Apparatus for operating oil wells | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
RU2443852C2 (en) | Plant for periodic separate production of oil from two beds | |
US5842520A (en) | Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2427705C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
RU2282759C1 (en) | Method of operation of oil-well jet pump | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU109209U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2413875C2 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU191708U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2726704C1 (en) | Flexible pipes with double walls with downhole pump driven by flow | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU2318992C1 (en) | Oil well pumping unit for dual reservoir pumping | |
RU165807U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20140411 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170525 |