RU2526080C1 - Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) - Google Patents
Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526080C1 RU2526080C1 RU2013117136/03A RU2013117136A RU2526080C1 RU 2526080 C1 RU2526080 C1 RU 2526080C1 RU 2013117136/03 A RU2013117136/03 A RU 2013117136/03A RU 2013117136 A RU2013117136 A RU 2013117136A RU 2526080 C1 RU2526080 C1 RU 2526080C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- packers
- reservoirs
- well
- cavities
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к одновременно-раздельной эксплуатации пластов.The invention relates to the oil industry, in particular for simultaneous and separate exploitation of formations.
Одновременно-раздельная эксплуатация может осуществляться разными способами: одновременной откачкой из нескольких разделенных пластов одним насосом или несколькими насосами, а также попеременной откачкой из нескольких разделенных пластов одним насосом.Simultaneous-separate operation can be carried out in different ways: by simultaneous pumping from several separated formations with one pump or several pumps, as well as by alternately pumping from several separated formations by one pump.
Известно устройство для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, реализующее поочередную добычу из двух разделенных пластов (пат. РФ №2435023, E21B 43/14, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2011), содержащее пакер, разделяющий два пласта и золотниковый клапан, сообщающий поочередно с насосом каждый из пластов при достижении около него максимального давления.A device is known for the separate operation of two layers with one well, which implements alternate production from two separated layers (US Pat. RF No. 2435023, E21B 43/14, published in Bulletin No. 33 of 11/27/2011), containing a packer that separates the two layers and spool a valve communicating in turn with the pump each of the layers when it reaches the maximum pressure.
Недостатком устройства является необходимость частого переключения клапана из-за быстрого заполнения и достижения максимального давления около подпакерного пласта, т.к. накопление происходит за счет сжатия объема жидкости, находящейся в подпакерном пространстве.The disadvantage of this device is the need for frequent switching of the valve due to quick filling and maximum pressure near the sub-packer formation, because Accumulation occurs due to compression of the volume of liquid in the under-packer space.
Данным устройством реализуется способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающий спуск в скважину насоса с золотниковым механизмом и пакером, которым разделяют пласты после его установки, переключают золотниковый механизм для поочередного отбора продукции из верхнего или из нижнего пласта.This device implements a method of simultaneous and separate operation of two layers, including the descent into the well of a pump with a spool mechanism and a packer that separates the layers after installation, switch the spool mechanism for alternately taking products from the upper or lower formation.
Недостатком способа, использованного в устройстве, является необходимость частого переключения клапана из-за быстрого заполнения и достижения максимального давления около подпакерного пласта, т.к. накопление происходит за счет сжатия объема жидкости, находящейся в подпакерном пространстве.The disadvantage of the method used in the device is the need for frequent switching of the valve due to quick filling and maximum pressure near the sub-packer formation, because Accumulation occurs due to compression of the volume of liquid in the under-packer space.
Наиболее близка по сути технического решения установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов (пат. РФ №2339795, E21B 43/14, опубл. в бюл. №33 от 27.11.2008). Установка содержит пакеры, разделяющие пласты, электропогружной насос с кожухом на электродвигателе и клапаны, которые сообщают пласты с входом насоса при достижении около них максимально допустимого забойного давления.The closest in essence technical solution installation for simultaneous and separate operation of the layers (US Pat. RF №2339795, E21B 43/14, publ. In bulletin No. 33 of 11/27/2008). The installation comprises packers separating the beds, an electric submersible pump with a casing on the electric motor, and valves that communicate with the pump inlet when the maximum permissible bottomhole pressure is reached near them.
Недостатком устройства также является частое переключение клапана из-за быстрого заполнения подпакерного или межпакерного пространства. При этом накопление продукции у верхнего пласта происходит за счет изменения уровня жидкости в межтрубном пространстве, а у расположенных ниже - за счет сжатия жидкости в под- или межпакерном пространстве.The disadvantage of this device is the frequent switching of the valve due to the rapid filling of the sub-packer or interpacker space. In this case, the accumulation of production in the upper layer occurs due to a change in the liquid level in the annulus, and in those located below - due to the compression of the liquid in the sub- or interpacker space.
Данным устройством реализуется способ одновременно-раздельной эксплуатации пластов, включающий спуск в скважину насоса с хвостовиком и пакерами, устанавливаемыми между пластами, причем каналы хвостовика, сообщенные с входом насоса с соответствующим пластом, оснащают предварительно соответствующими электроклапанами, которые соединяют с наземным блоком управления, открывающим и закрывающим необходимые клапаны, для отбора продукции из пластов по каналам с открытыми клапанами.This device implements a method of simultaneous and separate operation of the reservoirs, including the descent into the well of the pump with a liner and packers installed between the reservoirs, and the liner channels communicated with the pump inlet with the corresponding reservoir are previously equipped with corresponding electrovalves that connect to the ground control unit, which opens and closing the necessary valves for selecting products from the strata along the channels with open valves.
Недостатком способа, реализованного в установке, также является частое переключение клапана из-за быстрого заполнения подпакерного или межпакерного пространства. При этом накопление продукции у верхнего пласта происходит за счет изменения уровня жидкости в межтрубном пространстве, а у расположенных ниже - за счет сжатия жидкости в под- или межпакерном пространстве.The disadvantage of the method implemented in the installation is also the frequent switching of the valve due to the rapid filling of the sub-packer or interpacker space. In this case, the accumulation of production in the upper layer occurs due to a change in the liquid level in the annulus, and in those located below - due to the compression of the liquid in the sub- or interpacker space.
Техническими задачами, решаемыми предлагаемым способом, являются увеличение объема накапливаемой в под- и межпакерном пространстве жидкости и, как следствие, уменьшение частоты срабатывания клапана и, следовательно, увеличение срока его службы и всей установки.The technical problems solved by the proposed method are an increase in the volume of fluid accumulated in the sub- and interpacker space and, as a result, a decrease in the frequency of operation of the valve and, consequently, an increase in its service life and the entire installation.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание устройства для одновременно-раздельной эксплуатации пластов, позволяющего накапливать в под- или межпакерном пространстве значительные объемы продукции пластов, что даст возможность снизить частоту переключений клапана.The technical task of the invention is the creation of a device for simultaneous and separate operation of the reservoirs, which allows to accumulate significant volumes of reservoir formation in the sub- or interpacker space, which will make it possible to reduce the switching frequency of the valve.
Поставленные задачи решаются способом одновременно-раздельной эксплуатации пластов, включающим разделение вскрытых перфорацией пластов в скважине пакерами и поочередную откачку из образованных полостей накопившейся продукции каждого из пластов.The tasks are solved by the method of simultaneous and separate operation of the layers, including the separation of the layers uncovered by the perforation in the well by packers and the sequential pumping from the formed cavities of the accumulated production of each of the layers.
Новым является то, что в подпакерную или сообщающуюся с ней полость помещают упругое вещество с высоким коэффициентом сжимаемости.What is new is that an elastic substance with a high compressibility factor is placed in a sub-packer or communicating cavity.
Также новым является то, что в качестве такого вещества могут использовать сжатый газ.Also new is that compressed gas can be used as such a substance.
Технические задачи также решаются вариантами устройства для реализации способа, содержащими скважину с одним или несколькими пакерами, разделяющими ее на две или более полости, сообщенные с двумя или более продуктивными пластами, погружной насос и клапанную систему для подключения к входу насоса одного или нескольких пластов.Technical problems are also solved by the device options for implementing the method, comprising a well with one or more packers dividing it into two or more cavities in communication with two or more productive layers, a submersible pump and a valve system for connecting one or several layers to the pump inlet.
Новым является то, что ниже нижнего пакера установлен хвостовик, сообщенный с лифтовыми трубами, а отверстие для сообщения с насосом у межпакерной полости размещено на максимальном удалении от верхнего пакера, но не ниже кровли сообщенного с этой полостью пласта.What is new is that a shank connected with lift pipes is installed below the lower packer, and the hole for communication with the pump at the interpacker cavity is located at a maximum distance from the upper packer, but not lower than the roof communicating with this cavity of the formation.
Новым является также то, что под нижним пакером может быть размещена емкость, заполненная газом под давлением, близким к нижнему предельному значению забойного давления у соответствующего пласта, с возможностью сжатия газа при увеличении забойного давления.Also new is the fact that a container filled with gas under pressure close to the lower limit value of the bottomhole pressure at the corresponding formation can be placed under the lower packer, with the possibility of gas compression with increasing bottomhole pressure.
Новым является также то, что на хвостовик, сообщающий любую из полостей скважины с насосом, может быть коаксиально установлена емкость, сообщенная своей нижней частью с полостью этой трубы отверстием.Also new is the fact that on the liner communicating any of the cavities of the well with the pump, a container can be coaxially installed, communicated with its bottom with the opening of the cavity of this pipe.
Сущность изобретения заключается в том, что в способах одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной, предусматривающих разделение скважины на полости, сообщающиеся с соответствующими пластами, накопление в этих полостях продукции пластов и откачку этой продукции одним насосом после ее накопления. Обычно накопление производят в пределах допустимого изменения забойного давления у каждого из пластов от минимального до максимального.The essence of the invention lies in the fact that in the methods of simultaneous and separate operation of the formations of one well, providing for the separation of the well into cavities in communication with the corresponding formations, the accumulation in these cavities of the products of the formations and pumping this product with one pump after its accumulation. Typically, the accumulation is carried out within the permissible changes in bottomhole pressure at each of the layers from minimum to maximum.
Сжимаемость жидкостей очень низкая, поэтому при изменении забойного давления от минимального до максимального накапливается небольшой объем жидкости, который насос быстро откачивает, и нужно снова переключать клапан.The compressibility of liquids is very low, so when the bottomhole pressure changes from minimum to maximum, a small amount of liquid accumulates, which the pump quickly pumps out, and you need to switch the valve again.
Сжимаемость газов выше на несколько порядков. Так, например, при объеме под- или межпакерного пространства 1 м3 при изменении забойного давления от 3 до 3,5 МПа объем накопившейся нефти за счет ее сжатия составит 0,6 л, если этот же объем заполнить газом, то объем накопления составит 143 л.The compressibility of gases is several orders of magnitude higher. So, for example, if the volume of sub- or interpacker space is 1 m 3 and the bottomhole pressure changes from 3 to 3.5 MPa, the volume of accumulated oil due to its compression will be 0.6 l; if the same volume is filled with gas, then the accumulation volume will be 143 l
На фиг.1-3 показаны схемы вариантов устройства для реализации способа.Figure 1-3 shows a diagram of a variant of the device for implementing the method.
Устройство на фиг.1 содержит электропогружной насос 1, помещенный в кожух 2, сообщенный входом 3 с помощью каналов 4 с полостями 5, образованными верхним 6 и нижним 7 пакерами, эксплуатационной колонной 8 и хвостовиком 9. Полости 5 сообщены перфорацией 10 с продуктивными пластами - верхним 11, средним 12 и нижним 13. Каналы 4 сообщены с полостями 5 отверстиями 14 и снабжены на входе в кожух 2 управляемыми клапанами 15 и датчиками давления 16. Части объема полостей 5, находящихся под пакерами 6 и 7, до отверстий 14 заполнены газом 17.The device of figure 1 contains an electric submersible pump 1, placed in a casing 2, communicated by the input 3 using channels 4 with cavities 5 formed by the upper 6 and lower 7 packers, production casing 8 and
Устройство на фиг.2 дополнительно содержит емкость 18, заполненную газом 17, с возможностью взаимодействия газа 17 с жидкостью, заполняющей полости 5 с помощью подвижного поршня 19.The device in figure 2 further comprises a
Устройство на фиг.3 содержит корпус 20, заполненный газом 17, охватывающий хвостовик 9, который в нижней части корпуса 20 снабжен отверстием 21, сообщающим полость корпуса 20 с хвостовиком 9.The device in figure 3 contains a
На отверстии установлен клапан 22, шар 23 которого прижат перепадом давления к седлу 24 снизу. Подъем продукции пластов на поверхность осуществляют по лифтовым трубам 25 (фиг.1).A
Работают варианты устройства при реализации способа следующим образом.Variants of the device work when implementing the method as follows.
При включении электропогружного насоса 1 (фиг.1) станция управления (на фиг. не показана) открывает один из клапанов 15, например сообщенный каналом 4 и полостью 5 через перфорацию 10 с нижним пластом 13, находящимся ниже пакера 7. Продукция нижнего пласта 13 через открытый клапан 15 поступает в кожух 2, а из него через вход 3 насоса 1 перекачивается на поверхность. По мере откачки жидкости газ 17 в подпакерной полости 5 расширяется, а забойное давление снижается. При достижении минимального значения давления датчик 16 подает сигнал на станцию управления, которая открывает клапан 15 на канале 4, сообщающемся отверстием 14 с полостью 6, образованной эксплуатационной колонной 8 и пакерами 6 и 7, сообщенной перфорацией 10 со средним пластом 12. Продукция пласта 12 также попадает в кожух 2, и далее насос 1 перекачивает ее на поверхность по лифтовым трубам 25. При достижении нижнего предела забойного давления у пласта 12 датчик давления 16, сообщенный с ним, дает сигнал на закрытие клапана 15 и открытие следующего, сообщенного с верхним пластом 11, жидкость из которого через перфорацию 10, полость 5, отверстие 14, канал 4, кожух 2 перекачивается насосом 1 по трубам 25 на поверхность.When you turn on the electric submersible pump 1 (Fig. 1), the control station (not shown in Fig.) Opens one of the valves 15, for example, communicated by a channel 4 and a cavity 5 through a perforation 10 with a
В это время в полостях 5, находящихся ниже пакера 7 и между пакерами 6 и 7, сообщенными соответственно с пластами 12 и 13, происходит накопление продукции этих пластов, притекающей через перфорации 10. При этом газ 17 сжимается притекающей жидкостью и забойное давление около пластов растет. При достижении максимального значения забойного давления около одного из пластов 12 или 13 датчик 16 подает сигнал на открытие клапана 15, сообщенного с пластом 12 или 13, который и открывается после достижения максимального значения забойного давления у верхнего пласта 11. При соответствующей настройке станции управления клапаны 15 могут быть открыты и одновременно, если давление около них соответствует открытию.At this time, in the cavities 5 located below the packer 7 and between the packers 6 and 7, respectively connected with the
Устройство, изображенное на фиг.2, используют в тех случаях, если нижний пакер 7 размещен слишком близко к нижнему пласту 13 (фиг.1) - нет места для газа 17 (фиг.2), но есть место ниже пласта 13 (фиг.1).The device shown in FIG. 2 is used in cases where the lower packer 7 is placed too close to the lower formation 13 (FIG. 1) - there is no room for gas 17 (FIG. 2), but there is a place below the formation 13 (FIG. one).
В этом случае ниже пласта размещают емкость 18 (фиг.2), заполненную газом 17 под давлением, равным минимальному забойному давлению около этого пласта 13 (фиг.1).In this case, a reservoir 18 (FIG. 2) is placed below the formation, filled with
При накоплении жидкости поршень 19 (фиг.2) сжимает газ 17 в емкости 18, при откачке газ 17 расширяется и выталкивает поршень 19 и жидкость, накопившуюся в ней. Вместо поршня может быть использована гибкая мембрана или сильфон.With the accumulation of fluid, the piston 19 (FIG. 2) compresses the
Устройство, изображенное на фиг.3, применяют, если под нижним пакером 7 нет места и ниже пласта 13 (фиг.1). Полость между корпусом 20 (фиг.3) и лифтовой трубой 8 (фиг.1) заполняют газом на поверхности до давления, соответствующего минимальному забойному давлению у нижнего пласта 13, при этом шар 23 (фиг.3) прижимается перепадом давления к седлу 24.The device shown in figure 3, is used if under the lower packer 7 there is no place and below the reservoir 13 (figure 1). The cavity between the housing 20 (FIG. 3) and the elevator pipe 8 (FIG. 1) is filled with gas on the surface to a pressure corresponding to the minimum bottomhole pressure at the
При спуске устройства в скважину, когда окружающее гидростатическое давление достигнет величины давления в устройстве и исчезнет перепад давления, прижимающий шар 23 к седлу 24, шар 23 падает под действием силы тяжести и открывает клапан 22, сообщая полость, заполненную газом 17, с подпакерной полостью 5 (фиг.1). Далее при накоплении продукции в подпакерной полости 5 происходит сжатие газа через отверстие 21 (фиг.2), а при откачке продукции - выход ее через это же отверстие. Устройство может быть использовано и для среднего пласта 12 размещением его выше верхнего пакера 6.When the device is lowered into the well, when the surrounding hydrostatic pressure reaches the pressure in the device and the pressure drop disappears, pressing the
Если забойное давление ни одного из пластов не достигло порога открытия, станция управления отключает насос 1.If the bottomhole pressure of none of the layers has reached the opening threshold, the control station shuts off pump 1.
Таким образом, применение предлагаемых способа и устройства позволяет эксплуатировать одновременно-раздельно, каждый со своим забойным давлением, несколько пластов, уменьшая при этом количество переключений клапанов и насоса. Варианты устройства могут быть использованы независимо друг от друга по отдельности или в любом сочетании в составе одной установки.Thus, the application of the proposed method and device allows to operate simultaneously and separately, each with its bottomhole pressure, several layers, while reducing the number of switching valves and pump. Variants of the device can be used independently from each other individually or in any combination as part of a single installation.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117136/03A RU2526080C1 (en) | 2013-04-15 | 2013-04-15 | Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117136/03A RU2526080C1 (en) | 2013-04-15 | 2013-04-15 | Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2526080C1 true RU2526080C1 (en) | 2014-08-20 |
Family
ID=51384731
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013117136/03A RU2526080C1 (en) | 2013-04-15 | 2013-04-15 | Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2526080C1 (en) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1280191A1 (en) * | 1985-09-02 | 1986-12-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Combination well liquid elevator |
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2471975C2 (en) * | 2011-01-13 | 2013-01-10 | Виктор Семенович Валеев | Oil producing well development and operation method |
-
2013
- 2013-04-15 RU RU2013117136/03A patent/RU2526080C1/en active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1280191A1 (en) * | 1985-09-02 | 1986-12-30 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Combination well liquid elevator |
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2471975C2 (en) * | 2011-01-13 | 2013-01-10 | Виктор Семенович Валеев | Oil producing well development and operation method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20200199987A1 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
US20190390538A1 (en) | Downhole Solid State Pumps | |
RU2339795C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU2410531C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
RU2550633C1 (en) | Aggregate for dual bed operation in well | |
RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
RU96175U1 (en) | GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2526080C1 (en) | Device for simultaneously-separate operation of beds (versions) | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU144119U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS) | |
US10066468B2 (en) | Downhole pumping apparatus and method | |
RU102675U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF PRODUCTIVE OIL WELLS | |
RU191708U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2591061C2 (en) | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) | |
RU2293215C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
RU2402677C1 (en) | Installation for simultaneous-separate development of reservoirs | |
RU2351801C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two reservoirs of one well | |
RU2722174C1 (en) | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations | |
RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds | |
RU2353808C1 (en) | Plant for dual operation of two beds |