RU2588072C1 - Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs - Google Patents
Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588072C1 RU2588072C1 RU2015109084/03A RU2015109084A RU2588072C1 RU 2588072 C1 RU2588072 C1 RU 2588072C1 RU 2015109084/03 A RU2015109084/03 A RU 2015109084/03A RU 2015109084 A RU2015109084 A RU 2015109084A RU 2588072 C1 RU2588072 C1 RU 2588072C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- nipple
- piston
- internal cavity
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 210000002445 Nipples Anatomy 0.000 claims abstract description 27
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 20
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 210000001503 Joints Anatomy 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины.The invention relates to the field of oil production and can be used for simultaneous and separate operation of two layers of the well.
Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, пакеры, установленные снаружи хвостовика между пластами и разобщающие скважину на участки, и электропогружной насос для откачки продукции пластов, с входным модулем и электродвигателем и кожух. Кожух окружает только электродвигатель вместе с кабелем, заканчивается на входном модуле электропогружного насоса, на котором выполнен узел герметичного вывода кабеля из кожуха. Электропогружной насос выполнен с производительностью, превышающей общий дебит пластов. Хвостовик выполнен с несколькими каналами, каждый из которых сообщен с одним из участков скважины. При этом установка снабжена регулятором в виде наземного блока управления, манометров для замера забойного давление на участке, сообщенном с соответствующим каналом, и электроклапанов в каждом канале, функционально связанных, как и манометры, с блоком управления (по патенту RU 2339795, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.11.08).A well-known pump installation for the operation of formations in a well, comprising a column of elevator pipes, a cable, a liner, packers installed outside the liner between the formations and disconnecting the well into sections, and an electric submersible pump for pumping formation products, with an input module and an electric motor and a casing. The casing surrounds only the electric motor together with the cable; it ends at the input module of the electric submersible pump, on which the tight cable outlet assembly from the casing is made. The electric submersible pump is designed with a capacity exceeding the total production rate of the strata. The shank is made with several channels, each of which is connected with one of the sections of the well. At the same time, the installation is equipped with a regulator in the form of a ground control unit, manometers for measuring bottomhole pressure in the area communicated with the corresponding channel, and electrovalves in each channel, functionally connected, like manometers, with the control unit (according to patent RU 2339795, class Е21В 43 / 14, publ. 11/27/08).
Недостатком известной конструкции является наличие электроклапанов в каждом канале, что снижает надежность и усложняет конструкцию.A disadvantage of the known design is the presence of solenoid valves in each channel, which reduces reliability and complicates the design.
Наиболее близким техническим решением является установка (устройство) для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, включающая однопакерную компоновку, содержащую колонну труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом, оснащенным кожухом, соединенным с регулирующим клапаном, последний снизу соединен с пакером и состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя гидравлически связанными между собой неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, имеющего возможность управления с поверхности скважины через кабель или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а наоборот, в другом положении - для отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала (по патенту RU 2380522, кл. Е21В 43/12, Е21В 47/12, опубл. 27.01.10).The closest technical solution is the installation (device) for simultaneous and separate exploration and operation of a multilayer well electric submersible pump, including a one-packer arrangement containing a pipe string with a control valve and an electric submersible pump equipped with a casing connected to a control valve, the latter being connected to the packer from the bottom and consists of from the housing, with at least two non-axial hydraulically interconnected and one axial passage channels, inside of which a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, which can be controlled from the surface of the well through a cable or tube, or pipe string, or medium, or automatically from the fluid parameters, moreover, in one position, all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicated both with the reception of the electric submersible pump through the casing, and with the well strata for simultaneous production of fluid from them, and vice versa, in a different position - to cut off the fluid flow from at least one stratum, by rytiya input or output of the corresponding off-axis passageway (patent RU 2380522, Cl. Е21В 43/12, Е21В 47/12, publ. 01/27/10).
Недостатком данной конструкции является использование в регулирующем клапане в качестве отсекающего элемента поршня, плунжера, затвора или поворотного диска. Механические примеси, содержащиеся в добываемой пластовой жидкости, могут привести к заклиниванию отсечного элемента. Также отсечной элемент не обладает достаточной герметичностью в процессе эксплуатации из-за малого ресурса уплотнительных элементов в подвижных соединениях, работающих в пластовой жидкости.The disadvantage of this design is the use in the control valve as a shut-off element of the piston, plunger, shutter or rotary disc. The mechanical impurities contained in the produced formation fluid can lead to jamming of the shut-off element. Also, the shut-off element does not have sufficient tightness during operation due to the small resource of the sealing elements in movable joints operating in the reservoir fluid.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение ресурса установки.The problem to which the invention is directed, is to increase the installation resource.
Техническим результатом, который достигается в результате решения указанной выше задачи, является повышение надежности работы установки для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины и срока эксплуатации установки.The technical result, which is achieved by solving the above problem, is to increase the reliability of the installation for simultaneous and separate production from two layers of the well and the life of the installation.
Указанная техническая задача для варианта 1 решается тем, что установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и электроцентробежный насос для откачки продукции пластов с входным модулем, электродвигателем и кожухом, окружающим только электродвигатель вместе с кабелем, заканчивающимся на входном модуле, снизу кожух связан с выходом устройства переключения пластов, состоящего из головки, ниппеля и основания, соединенных верхним и нижним корпусами, причем головка соединена с кожухом и содержит входные каналы, связанные с верхним пластом, входные каналы через два последовательно расположенных взаимно обратных шариковых клапана связаны через верхний корпус и головку с внутренней полостью кожуха, основание соединено с хвостовиком, с установленными на нем датчиками давления, внутренняя полость которого через шариковый клапан связана с внутренней полостью нижнего корпуса и через клапан в ниппеле с внутренней полостью верхнего корпуса, клапан в ниппеле приводится в движение поршнем, надпоршневая полость которого связана с внутренней полостью нижнего корпуса, а подпоршневая через электромагнитный клапан и диафрагму с верхним пластом, клапан в ниппеле жестко связан с толкателем, который открывает один из шариковых клапанов верхнего пласта при закрытии клапана в ниппеле и наоборот, электромагнитный клапан и датчики давления соединены с наземным блоком управления кабелем.The specified technical problem for
Указанная техническая задача для варианта 2 решается тем, что установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и штанговый насос для откачки продукции пластов, вход которого связан с выходом устройства переключения пластов, состоящего из головки, ниппеля и основания, соединенных верхним и нижним корпусами, причем головка соединена с насосом и содержит входные каналы, связанные с верхним пластом, входные каналы через два последовательно расположенных взаимно обратных шариковых клапана связаны через верхний корпус и головку с входом насоса, основание соединено с хвостовиком, с установленными на нем датчиками давления, внутренняя полость которого через шариковый клапан связана с внутренней полостью нижнего корпуса и через клапан в ниппеле с внутренней полостью верхнего корпуса, клапан в ниппеле приводится в движение поршнем, надпоршневая полость которого связана с внутренней полостью нижнего корпуса, а подпоршневая через электромагнитный клапан и диафрагму с верхним пластом, клапан в ниппеле жестко связан с толкателем, который открывает один из шариковых клапанов верхнего пласта при закрытии клапана в ниппеле и наоборот, электромагнитный клапан и датчики давления соединены с наземным блоком управления кабелем.The specified technical problem for
Применение шариковых клапанов в устройстве переключения пластов установки для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины повышают надежность установки и обеспечивают герметичность при перекрытии каждого из пластов.The use of ball valves in a device for switching formation strata for simultaneous and separate production from two strata of a well increases the reliability of the installation and ensures tightness when shutting off each of the strata.
Изобретение поясняется фигурами, на которых изображено:The invention is illustrated by figures, which depict:
фиг. 1 - установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов электроцентробежным насосом;FIG. 1 - installation for simultaneous and separate production from two layers by an electric centrifugal pump;
фиг. 2 - установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов штанговым насосом;FIG. 2 - installation for simultaneous and separate production from two layers with a rod pump;
фиг. 3 - устройство переключения пластов, продольный разрез.FIG. 3 - device switching layers, a longitudinal section.
Установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины (фиг. 1) содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, хвостовик 2, пакер 3, электропогружной насос 4, погружной электродвигатель 5, кожух 6, блок с датчиками давления 7, устройство переключения пластов 8 и станцию управления 9. Погружной электродвигатель 5 связан со станцией управления 9 кабелем 10, а блок с датчиками давления 7 и устройство переключения пластов 8 - кабелем 11.Installation for simultaneous and separate production from two layers of the well (Fig. 1) contains a
Установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины (фиг. 2) содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, хвостовик 2, пакер 3, штанговый насос 12, блок с датчиками давления 7, устройство переключения пластов 8 и станцию управления 9. Блок с датчиками давления 7 и устройство переключения пластов 8 связаны со станцией управления 9 кабелем 11.Installation for simultaneous and separate production from two layers of the well (Fig. 2) contains a string of
Устройство переключения пластов (фиг. 3) содержит головку 13, ниппель 14 и основание 15, соединенные друг с другом верхним корпусом 16 и нижним корпусом 17. В головке расположен входной канал 18, связанный с последовательно установленными взаимно обратными клапанами 19 и 20 с внутренней полостью верхнего корпуса 16, и проходной канал 21. Основание 15 содержит шариковый клапан 22 и проходной канал 23. В ниппеле 14 установлен клапан 24, разделяющий внутренние полости верхнего и нижнего корпусов 16, 17. Клапан 24 связан с поршнем 25. Электромагнитный клапан 26 расположен в корпусе 27 и перекрывает полость под поршнем 25 с внутренними полостями корпуса 27 и диафрагмы 28. Диафрагма 28 расположена в корпусе 29, внутренняя полость которого связана через канал 30 с верхним пластом. Клапан 24 жестко связан с толкателем 31.The formation switching device (Fig. 3) contains a
Установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины работает следующим образом.Installation for simultaneous-separate production from two layers of the well works as follows.
Установку (фиг. 1, 2) спускают на колонне насосно-компрессорных труб 1 и закрепляют пакером 3 выше нижнего пласта скважины. Дебит насоса, входящего в установку, равен суммарному дебиту двух пластов.The installation (Fig. 1, 2) is lowered onto the
Насос начинает откачку пластовой жидкости из одного пласта (предположим, нижнего). Когда разница давлений между пластами, измеряемая блоком с датчиками давления 7, достигнет заданного значения (давление нижнего пласта уменьшится), станция управления 9 подает электрический сигнал на электромагнитный клапан 26 (фиг. 3). Электромагнитный клапан 26 открывается и сообщает полость под поршнем 25 через внутренние полости корпуса 27, диафрагмы 28 и корпуса 29 и канал 30 с нижним пластом. В результате диафрагма 28 сжимается, поршень 25 движется вверх и закрывает клапан 24, а толкатель 31 открывает клапан 20. Происходит добыча с верхнего пласта.The pump starts pumping formation fluid from one formation (suppose lower). When the pressure difference between the layers, measured by the unit with
Когда разница давлений между пластами достигнет заданного значения (давление верхнего пласта уменьшится), станция управления 9 подает электрический сигнал на электромагнитный клапан 26. Электромагнитный клапан 26 открывается и сообщает полость под поршнем 25 через внутренние полости корпуса 27, диафрагмы 28 и корпуса 29 и канал 30 с нижним пластом. В результате диафрагма 28 разжимается, поршень 25 движется вниз и открывает клапан 24, а толкатель 31 опускается и закрывает клапан 20. Происходит добыча с нижнего пласта. Цикл повторяется.When the pressure difference between the layers reaches a predetermined value (the pressure of the upper layer decreases), the
Таким образом, решения, используемые в изобретении, повышают надежность работы установки и срок ее эксплуатации.Thus, the solutions used in the invention increase the reliability of the installation and its life.
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2588072C1 true RU2588072C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2645311C1 (en) * | 2016-09-06 | 2018-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
RU191851U1 (en) * | 2019-06-10 | 2019-08-26 | Индивидуальный предприниматель Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL |
RU2745488C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "АБМ СЕРВИС ГРУПП" | Single-lift pumping unit for producing from two layers |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
WO2011043872A2 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2498052C2 (en) * | 2011-12-22 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество ОАО "АЛНАС" | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2513796C1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
WO2011043872A2 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2498052C2 (en) * | 2011-12-22 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество ОАО "АЛНАС" | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2513796C1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2645311C1 (en) * | 2016-09-06 | 2018-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
RU191851U1 (en) * | 2019-06-10 | 2019-08-26 | Индивидуальный предприниматель Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL |
RU2745488C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "АБМ СЕРВИС ГРУПП" | Single-lift pumping unit for producing from two layers |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
US9988886B2 (en) | Gas lift valve with mixed bellows and floating constant volume fluid chamber | |
US20200199987A1 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
RU2523590C1 (en) | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs | |
CN105308260B (en) | Pumped downhole component and downhole system | |
US20160369788A1 (en) | Positive Displacement Plunger Pump with Gas Escape Valve | |
RU2443852C2 (en) | Plant for periodic separate production of oil from two beds | |
RU2003116852A (en) | A WELL INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
RU96175U1 (en) | GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
AU2014301129B2 (en) | A gas lift system and a gas lift method | |
CA2829630A1 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2550633C1 (en) | Aggregate for dual bed operation in well | |
RU2588072C1 (en) | Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
CA2740457C (en) | Hydraulic set packer system and fracturing methods | |
RU2335626C1 (en) | Facility of well for simultaneous-separate operation of two beds | |
RU2722174C1 (en) | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations | |
RU151716U1 (en) | HYDRAULIC GARIPOV REGULATOR | |
RU2004138189A (en) | SHARIFF PUMP INSTALLATION FOR OPERATION OF ONE OR MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
RU218485U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE INJECTION OF WORKING AGENT IN TWO LAYERS OF ONE WELL | |
RU52911U1 (en) | PACKER FOR OVERLAPING THE INTERNAL CAVITY OF A PIPE COLUMN |