RU2613398C2 - Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent - Google Patents

Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent Download PDF

Info

Publication number
RU2613398C2
RU2613398C2 RU2016107631A RU2016107631A RU2613398C2 RU 2613398 C2 RU2613398 C2 RU 2613398C2 RU 2016107631 A RU2016107631 A RU 2016107631A RU 2016107631 A RU2016107631 A RU 2016107631A RU 2613398 C2 RU2613398 C2 RU 2613398C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
agent
flow
channels
coupling
simultaneous
Prior art date
Application number
RU2016107631A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2016107631A (en
Inventor
Олег Сергеевич Николаев
Original Assignee
Олег Сергеевич Николаев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Олег Сергеевич Николаев filed Critical Олег Сергеевич Николаев
Priority to RU2016107631A priority Critical patent/RU2613398C2/en
Publication of RU2016107631A publication Critical patent/RU2016107631A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2613398C2 publication Critical patent/RU2613398C2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: downhole device comprises packers mounted at the compressor tubing column and module of flow control and metering of the injected agent of telecontrol system, including butterfly valves, combined by motor drive unit, telemetry sensors and a flow meter, the latter are positioned in the sealed sleeve cavities, arranged in parallel in the sealed casing bounded by direct flow multi-channel coupling from below and connected with geophysical cable passed through wellhead shut-off valve with instrumentation at the control station. The trunk of the upper packer is connected to the direct flow multi-channel coupling by the upper end and to the radially-running coupling by the lower end, there is a shank in the center hole of the radially-running coupling, interconnected to the one of the channels of direct flow multi-channel coupling by the end of a different close, which forms coaxial channels of separate agent pumping in the well layers with the trunk of the upper packer. Housing is limited by the intake manifold from above, connecting the cavity of compressor tubing column to sleeve cavities, wherefore an axial pup joint is designed in the electric wire unit block of chocke valves, connecting the compressor tubing column to a collector. A pressure sensor of the finishing agent is positioned at the pup joint input, connected to the geophysical cable with the control meter, placed at the control station, while locking seats interacting with throttle valves are mounted at the inputs of the diverging channels of the intake manifold.
EFFECT: device design simplification and improved reliability of well operation.
2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной.The invention relates to mining, in particular to oil production, and can be used for simultaneous-separate injection of an agent into oil-bearing formations by one well.

Известно внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки, содержащее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, устанавливаемыми в обсадной трубе скважины выше нефтеносных пластов, запорно-перепускной арматурой и муфтами перекрестного течения. Радиальные каналы муфт сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами, над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) с возможностью регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорно-перепускную арматуру, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия (Патент RU №2574641 С2. Нагнетательная скважина. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/20. - 10.02.2016). Недостатком известной компоновки внутрискважинного оборудования является чрезмерная сложность монтажа в обсадной трубе скважины и последующая ее эксплуатация, снижающие надежность работы.Known downhole device for simultaneous-separate injection containing a string of tubing with tubers installed in the casing of the well above the oil reservoirs, shut-off valves and cross-flow couplings. The radial channels of the couplings communicate the central channels with oil reservoirs, separated by packers, over the last tubing are hermetically connected by movable disconnecting couplings with the possibility of alternately landing packers in the casing. The longitudinal channels communicate tubing cavities above and below the couplings, which are blocked by a plug in the lower coupling. In the central channels of the couplings, units of a telemechanical system (TMS) are sealed with the ability to control the flow and account for the flow rate of the injected working agent, including an electric control valve and a flow seat, telemetry sensors and a flow meter located in the sleeves above the couplings, connected to each other and to the control device containing a time relay and a control controller with software, a geophysical cable, passed through wellhead shut-off and bypass valves, with the possibility of Achi control commands and control information from the signal separation. TMS blocks are made with the possibility of their sequential landing from the wellhead into the nests of the corresponding couplings from the bottom up as the diameters of the seats in the couplings increase. Geophysical cables between TMS units are placed in telescopic tubes equipped with compression springs (Patent RU No. 2574641 C2. Injection well. - IPC: Е21В 43/12, Е21В 43/20. - 02/10/2016). A disadvantage of the known arrangement of downhole equipment is the excessive complexity of installation in the casing of the well and its subsequent operation, which reduce the reliability.

Известно внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки, содержащее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру и телемеханическую систему (ТМС), включающую станцию управления (СУ) и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком регулирования потоков и учета (БРПУ) расхода рабочего агента с возможностью поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением, датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока БРПУ и связанных с контрольно-измерительными приборами на СУ. Блок БРПУ соединен с верхним пакером многоканальным стыковочным узлом, состоящим из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, последние установлены на прямоточной многоканальной муфте, образующей коаксиальные проточные каналы. К центральному каналу прямоточной многоканальной муфты присоединен трубчатый хвостовик, герметически установленный противоположным концом в центральном отверстии муфты, встроенной в колонну труб между пакерами и выполненной с радиальными проточными каналами, сообщающими коаксиальный проточный канал стыковочного узла с верхним пластом скважины, и центральный проточный канал - с нижним пластом через полости хвостовика и ствола нижнего пакера. Блок БРПУ присоединен патрубком к колонне НКТ стыковочной муфтой, выполненной со сквозными пазами, и связан с устройством управления геофизическим кабелем, пропущенным через сквозной паз стыковочной муфты и устьевую запорно-перепускную арматуру. К колонне НКТ присоединен дополнительный пакер с кабельным вводом, образующий с пакером, расположенным выше верхнего пласта, нагнетательный коллектор, сообщающий колонну НКТ через сквозные пазы стыковочной муфты с полостью корпуса блока БРПУ через окна в стенке корпуса. Геофизический кабель подсоединен к блоку БРПУ кабельным разъемом, розетка которого закреплена в патрубке, а штырь в дне стыковочной муфты. Трубы, соединяющие пакеры выше пластов, герметически соединены подвижной разъединительной муфтой (Заявка RU №2015106202. Программно-управляемая нагнетательная скважина. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14, Е21В 43/16, F05F 5/02. - 27.07.2015). Данное изобретение принято за прототип.A downhole simultaneous-separate injection device is known that contains a tubing string (tubing), packers, wellhead shut-off and overflow valves and a telemechanical system (TMS), including a control station (SU) and control valves made by a single flow control and metering unit ( BRPU) flow rate of the working agent with the ability to maintain reservoir pressure using a control controller with software, telemetry sensors and a flow meter located in the cavities of the sleeves, parallel to located in the housing of the BRPU block and connected with control and measuring devices on the control system. The BRPU block is connected to the upper packer by a multichannel docking unit, consisting of movable joints of smooth nipples and end fittings, the latter mounted on a direct-flow multichannel coupling forming coaxial flow channels. A tubular shank is connected to the central channel of the direct-flow multi-channel coupling, hermetically installed at the opposite end in the central hole of the coupling, which is built into the pipe string between the packers and made with radial flow channels communicating with the coaxial flow channel of the docking unit with the upper wellbore and the central flow channel with the lower layer through the cavity of the shank and the trunk of the lower packer. The BRPU block is connected by a pipe to the tubing string with a connecting sleeve made with through grooves and connected to a control device for the geophysical cable passed through the through hole of the connecting sleeve and wellhead shut-off and overflow valves. An additional packer with a cable entry is connected to the tubing string, forming, with a packer located above the upper layer, an injection manifold communicating the tubing string through the through grooves of the docking sleeve with the cavity of the housing of the BRPU block through the windows in the housing wall. The geophysical cable is connected to the BRPU unit by a cable connector, the socket of which is fixed in the pipe, and the pin in the bottom of the docking clutch. The pipes connecting the packers above the seams are hermetically connected by a movable disconnecting sleeve (Application RU No. 2015106202. Software-controlled injection well. - IPC: Е21В 43/12, Е21В 43/14, Е21В 43/16, F05F 5/02. - 27.07. 2015). This invention is taken as a prototype.

Основным недостатком известного технического решения по одновременно-раздельной закачке рабочего агента в пласты скважины, принятого за прототип, является необходимость перекачивания рабочего агента через пространство обсадной трубы скважины и окна в стенке корпуса и гильзах БРПУ, что требует установки в обсадной трубе над верхним нефтеносным пластом скважины второго дополнительного пакера, с одной стороны, а с другой, образование различных дефектов в обсадной трубе вызывает нарушение ее герметичности, что снижает надежность эксплуатации скважины, при этом наличие многоканального стыковочного узла, состоящего из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, усложняет конструкцию внутрискважинного устройства.The main disadvantage of the known technical solution for simultaneous and separate injection of the working agent into the wellbore, adopted as a prototype, is the need for pumping the working agent through the space of the casing of the well and the window in the casing wall and sleeves of the control unit, which requires installation in the casing above the upper oil well the second additional packer, on the one hand, and on the other, the formation of various defects in the casing causes a violation of its tightness, which reduces the reliability of operation tation of the well, the presence of a multichannel connection assembly consisting of the movable joints and smooth nipple end fittings, complicates the design of the downhole device.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента и повышение надежности эксплуатации скважины.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to simplify the design of the downhole device for simultaneous and separate injection of the agent and to increase the reliability of the operation of the well.

Техническим результатом является упрощение конструкции внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента и повышение надежности эксплуатации скважины.The technical result is to simplify the design of the downhole device for simultaneous-separate injection of the agent and increase the reliability of the operation of the well.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном внутрискважинном устройстве одновременно-раздельной закачки агента, содержащем смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления, при этом нижний торец ствола верхнего пакера соединен с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен конец хвостовика, образующего со стволом верхнего пакера коаксиальные проточные каналы раздельной закачки агента в нефтеносные пласты, согласно предложенному техническому решениюThe specified technical result is achieved by the fact that, in a well-known downhole device for simultaneous-separate injection of an agent containing packers mounted on a tubing string and a flow control and flow metering unit for the injected telemechanical system agent, including throttle valves combined by an electric actuator block, telemetry sensors and flowmeter, the latter are located in the cavities of the sleeves parallel to the housing, bounded below by a direct-flow multi-channel coupling, and the connection geophysical cable passed through the wellhead shutoff valves, with instrumentation at the control station, while the lower end of the trunk of the upper packer is connected to the radial flow coupling, in the Central hole of the latter is the end of the shank, forming with the trunk of the upper packer coaxial flow channels separate agent injection into oil reservoirs, according to the proposed technical solution

корпус и гильзы блока регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента выполнены герметичными, для чего корпус блока сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, и в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором, причем на входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, а на входах расходящихся каналов коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами;the casing and sleeves of the flow control unit and the metering agent for the injected agent are sealed, for which the casing of the block is bounded from above by an intake manifold communicating the cavity of the tubing string with hollow cavities, and an axial pipe is made in the throttle valve actuator block communicating the tubing string with a collector, and at the inlet to the nozzle, a pressure sensor of the injected agent is installed, connected by a geophysical cable to a control and measuring device located on the control station and the inputs of the divergent manifold channels formed locking seat cooperating with a choke valve;

ствол верхнего пакера соединен с прямоточной многоканальной муфтой, один из каналов которой сопряжен с торцом второго конца хвостовика.the trunk of the upper packer is connected to a direct-flow multi-channel sleeve, one of the channels of which is connected with the end face of the second end of the shank.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant has made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed downhole device for simultaneous and separate injection of the agent. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленное техническое решение может быть использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be used in oil and gas wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

На чертеже схематично показано предлагаемое внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента.The drawing schematically shows the proposed downhole device for simultaneous-separate injection of the agent.

Внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 и устанавливаемые в обсадной трубе 2 выше перфораций 3, выполненных на уровне нефтеносных пластов I и II, опорный пакер 4 с нажимным якорным устройством, забойный пакер 5 с опорным якорным устройством и блок регулирования потоков и учета (БРПУ) 6 расхода закачиваемого агента телемеханической системы (ТМС) скважины. БРПУ 6 включает в себя дроссельные клапаны 7, объединенные блоком электроприводов 8, датчики телеметрии (давления пласта pi, температуры ti и/или другие) 9 и расходомер (qi,) 10, последние размещены в герметичных полостях гильз 11, параллельно расположенных в герметичном корпусе 12, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой 13, и связаны геофизическим кабелем 14, пропущенным через устьевую запорную арматуру 15, с контрольно-измерительными приборами (КИП) на станции управления (СУ) 16. Ствол пакера 4 соединен сверху с прямоточной многоканальной муфтой 13, а снизу - с радиально-проточной муфтой 17, в центральном отверстии которой расположен конец хвостовика 18, последний торцом другого конца сопряжен с одним из каналов прямоточной многоканальной муфты 13, образующий со стволом опорного пакера 4 коаксиальные проточные каналы 19 раздельного закачивания агента в пласты I и II скважины. Корпус 12 сверху ограничен впускным коллектором 20, сообщающим полость НКТ 1 с полостями гильз 11, для чего в блоке электроприводов 8 дроссельных клапанов 7 размещен аксиальный патрубок 21, сообщающий колонну НКТ 1 с коллектором 20, причем на входе в патрубок 21 установлен датчик 22 давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем 14 с КИП, размещенным на СУ 16. На входах расходящихся каналов впускного коллектора 20 выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами 7.The downhole device for simultaneous-separate injection of an agent contains tubing mounted on a string 1 and installed in a casing 2 above perforations 3 made at the level of oil reservoirs I and II, a support packer 4 with a push anchor device, a bottomhole packer 5 s reference anchor device and flow control and metering unit (BRPU) 6 of the flow rate of the injected agent of the telemechanical system (TMS) of the well. BRPU 6 includes throttle valves 7, united by an electric actuator block 8, telemetry sensors (reservoir pressure p i , temperature t i and / or others) 9 and a flow meter (q i ,) 10, the latter are placed in sealed cavities of the sleeves 11 parallel to each other in an airtight housing 12, bounded below by a direct-flow multi-channel sleeve 13, and connected by a geophysical cable 14, passed through a wellhead shutoff valve 15, to instrumentation (I&C) at a control station (SU) 16. The packer barrel 4 is connected from above to a direct-flow multi-channel clutch 13, and from the bottom with a radial flow clutch 17, in the central hole of which the end of the shank 18 is located, the last end of the other end is interfaced with one of the channels of the direct-flow multi-channel clutch 13, forming coaxial flow channels 19 for separate injection of the agent with the support packer barrel 4 into reservoirs I and II of the well. The housing 12 is bounded above by an inlet manifold 20 communicating the tubing cavity 1 with the liner cavities 11, for which an axial pipe 21 is placed in the electric drive unit 8 of the throttle valves 7, which communicates the tubing string 1 with the collector 20, and an injection pressure sensor 22 is installed at the inlet to the pipe 21 agent connected by a geophysical cable 14 with instrumentation located on the SU 16. At the inputs of the diverging channels of the intake manifold 20 is made of locking saddles that interact with butterfly valves 7.

Предложенное внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента работает следующим образом.The proposed downhole device for simultaneous-separate injection of an agent works as follows.

Монтаж внутрискважинного устройства одновременно-раздельной закачки агента вели на поверхности скважины последовательно, соединяя по мере спуска в обсадную трубу 2 забойный пакер 5 с опорным якорным устройством, НКТ 1 длиной 300 м, к которой радиально-проточной муфтой 17 присоединяли опорный пакер 4 с нажимным якорным устройством в сборе, затем к стволу опорного пакера 4 прямоточной многоканальной муфтой 13 присоединяли БРПУ 6 расхода закачиваемого агента ТМС скважины, а к блоку электроприводов 8 дроссельных клапанов 7 БРПУ 6 присоединяли НКТ 1. По мере монтажа НКТ 1 длиной 1700 м внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента спускали в обсадную трубу 2 на глубину 2000 м выше перфораций 3, выполненных на уровне нефтеносных пластов I и II, затем возвратно-поступательными движениями сначала установили опорным якорным устройством забойный пакер 5, затем возвратно-поступательными движениями нажимным якорным устройством закрепили опорный пакер 4, после чего через устьевую запорную арматуру 15 пропустили геофизический кабель 14 и с нажимом на НКТ 1 последнюю закрепили на обсадной трубе 2 в устье скважины. Геофизический кабель 14 соединили с КИП на СУ 16.Installation of the downhole device for simultaneous and separate injection of the agent was carried out sequentially on the surface of the well, connecting downhole packer 5 with a supporting anchor device, tubing 1 300 m long, as it was lowered into the casing 2, to which a supporting packer 4 with a push anchor was connected with a radial flow coupling 17 complete assembly, then to the trunk of the support packer 4 a direct-flow multi-channel sleeve 13 connected BRPU 6 flow rate of the injected agent TMS wells, and to the electric drive unit 8 throttle valves 7 BRPU 6 connected tubing 1 As the tubing 1 was installed with a length of 1700 m, the downhole device for simultaneous and separate injection of the agent was lowered into the casing 2 to a depth of 2000 m above the perforations 3 made at the level of oil-bearing strata I and II, then the downhole packer was first installed with reciprocating movements 5, then the supporting packer 4 was fixed by reciprocating movements with the pressure anchor device, after which the geophysical cable 14 was passed through the wellhead shutoff valve 15 and, with the pressure on the tubing 1, the latter was secured with 2 the casing at the wellhead. The geophysical cable 14 was connected to the instrumentation on the SU 16.

Закачку агента в нефтеносные пласты I и II осуществляли через колонну НКТ 1 под давлением Р, контролируемым КИП на СУ 16 от датчика 22 давления закачиваемого агента, установленного на входе в патрубок 21, через геофизический кабель 14. Закачиваемый агент из полости колонны НКТ 1 поступает через патрубок 21 в полость впускного коллектора 20, затем через просветы запорных седел в расходящихся каналах, частично или полностью перекрываемых дроссельными клапанами 7, управляемые блоком электроприводов 8, перетекает по расходящимся каналам в полости гильз 11 блока 6 ТМС, омывая собой датчики телеметрии 9 и расходомер 10. Далее через прямоточные каналы многоканальной муфты 13 закачиваемый агент поступает в коаксиальные проточные каналы 19 раздельного закачивания агента, образованные в стволе опорного пакера 4, в соответствующие нефтеносные пласты I и/или II скважины. Так, перетекая по коаксиальному проточному каналу 19, закачиваемый агент поступает через каналы радиально-проточной муфты 17 в нефтеносный пласт I, а по хвостовику 18 - прямо в нефтеносный пласт II скважины. Дроссельные клапаны 7 блока 6 управляются электроприводами, объединенными блоком 8 ТМС путем передачи им управляющих команд от СУ по геофизическому кабелю 14 с обратной связью информации от датчиков телеметрии 9 и расходомера 10 блока 6 ТМС с отображением результатов измерения параметров нефтеносных пластов I и II (давления pi в пластах, температуры tt, расхода qi и/или другие) на КИП СУ 16. Открытие всех запорных седел в расходящихся каналах дроссельными клапанами 7 в блоке 6 ТМС обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I и II закачиваемым агентом, а перекрытие - срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия запорных седел дроссельными клапанами 7 блока 6 ТМС позволяет дифференцированно регулировать потоки закачиваемого агента в нефтеносные пласты I и II как по времени, так и по расходу qi закачиваемого агента до необходимого давления pi в том или другом нефтеносном пласте I или II, что позволяет поддерживать технологические давления pi в нефтеносных пластах I и II скважины и вести учет расхода qi закачиваемого агента.The agent was injected into the oil-bearing strata I and II through the tubing string 1 under pressure Р controlled by the instrumentation on the SU 16 from the pressure sensor 22 of the injected agent installed at the inlet to the pipe 21 through a geophysical cable 14. The injected agent from the cavity of the tubing string 1 enters through the pipe 21 into the cavity of the intake manifold 20, then through the gaps of the locking seats in diverging channels, partially or completely blocked by throttle valves 7, controlled by the electric drive unit 8, flows through the diverging channels in the cavity of the guill h 11 of the TMS unit 6, washing the telemetry sensors 9 and the flow meter 10. Then, through the direct-flow channels of the multi-channel coupling 13, the injected agent enters the coaxial flow channels 19 of the separate pumping agent, formed in the barrel of the support packer 4, into the corresponding oil reservoirs I and / or II wells. So, flowing along the coaxial flow channel 19, the injected agent enters through the channels of the radial-flow coupling 17 into the oil reservoir I, and along the liner 18 - directly into the oil reservoir II of the well. The throttle valves 7 of block 6 are controlled by electric drives connected by TMS block 8 by transmitting control commands from the control system via a geophysical cable 14 with feedback of information from telemetry sensors 9 and a flow meter 10 of TMS block 6 with the measurement results of the parameters of oil reservoirs I and II (pressure p i in formations, temperature t t , flow rate q i and / or others) on instrumentation SU 16. Opening all locking seats in diverging channels with throttle valves 7 in block 6 of TMS ensures quick filling of oil-bearing formations I and II agent, and the overlap - works as a "closed". The combination of the opening and closing of the locking seats by the throttle valves 7 of the TMS unit 6 allows differentially controlling the flows of the injected agent into the oil reservoirs I and II both in time and in the flow q i of the injected agent to the required pressure p i in one or another oil reservoir I or II that allows you to maintain the process pressure p i in the oil reservoirs of I and II wells and keep track of the flow rate q i of the injected agent.

Предлагаемое внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента позволяет значительно повысить надежность работы скважин в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.The proposed downhole device for simultaneous and separate injection of the agent can significantly increase the reliability of the wells in accordance with the requirements of the Rules for the Protection of Subsurface Resources approved by the Resolution of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 of June 06, 2003

Claims (2)

1. Внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента, содержащее смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления, при этом нижний торец ствола верхнего пакера соединен с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен конец хвостовика, образующего со стволом верхнего пакера коаксиальные проточные каналы раздельной закачки агента в нефтеносные пласты, отличающееся тем, что корпус и гильзы блока регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента выполнены герметичными, для чего корпус блока сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, а в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором, причем на входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, при этом на входах расходящихся каналов коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами.1. The downhole device for simultaneous-separate injection of an agent containing packers mounted on a column of tubing and a flow control and flow metering unit for the injected agent of the telemechanical system, including throttle valves combined by an electric actuator block, telemetry sensors and a flow meter, the latter are located in the liner cavities, parallel located in the housing, bounded below by a direct-flow multi-channel coupling, and connected by a geophysical cable passed through the wellhead shutoff valve, with instrumentation at the control station, while the lower end of the upper packer barrel is connected to the radial flow coupling, in the central hole of the latter there is the end of the shank, which forms coaxial flow channels of separate injection of the agent into the oil reservoir with the upper packer barrel, characterized in that the casing and sleeves of the flow control unit and the metering agent for the injected agent are sealed, for which the casing of the unit is bounded from above by an intake manifold communicating the floor the tubing string with sleeve cavities, and in the throttle valve electric actuator block an axial pipe is made that communicates the tubing pipe with the manifold, and at the inlet to the pipe there is a pressure transducer of the injected agent, connected by a geophysical cable to the measuring instrument placed at the control station, at the same time, locking saddles interacting with throttle valves are made at the inputs of the divergent channels of the collector. 2. Внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента по п.1, отличающееся тем, что ствол верхнего пакера соединен с прямоточной многоканальной муфтой, один из каналов которой сопряжен с торцом второго конца хвостовика.2. The downhole device for simultaneous-separate injection of an agent according to claim 1, characterized in that the barrel of the upper packer is connected to a straight-through multi-channel sleeve, one of the channels of which is connected to the end face of the second end of the liner.
RU2016107631A 2016-03-02 2016-03-02 Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent RU2613398C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016107631A RU2613398C2 (en) 2016-03-02 2016-03-02 Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016107631A RU2613398C2 (en) 2016-03-02 2016-03-02 Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016107631A RU2016107631A (en) 2016-07-10
RU2613398C2 true RU2613398C2 (en) 2017-03-16

Family

ID=56372669

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016107631A RU2613398C2 (en) 2016-03-02 2016-03-02 Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2613398C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU217356U1 (en) * 2022-11-29 2023-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Device for simultaneous-separate injection of a working agent into two layers of one well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090211755A1 (en) * 2008-02-27 2009-08-27 Schlumberger Technology Corporation System and method for injection into a well zone
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2015106202A (en) * 2015-02-24 2015-07-27 Олег Сергеевич Николаев SOFTWARE DRIVEN WELL
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2574641C2 (en) * 2015-01-26 2016-02-10 Олег Сергеевич Николаев Injection well

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090211755A1 (en) * 2008-02-27 2009-08-27 Schlumberger Technology Corporation System and method for injection into a well zone
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2574641C2 (en) * 2015-01-26 2016-02-10 Олег Сергеевич Николаев Injection well
RU2015106202A (en) * 2015-02-24 2015-07-27 Олег Сергеевич Николаев SOFTWARE DRIVEN WELL

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU217356U1 (en) * 2022-11-29 2023-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Device for simultaneous-separate injection of a working agent into two layers of one well

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016107631A (en) 2016-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2562641C2 (en) Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2563262C2 (en) Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
CA2801547C (en) Method and device for zonal isolation and management of recovery of horizontal well drained reserves
RU2313659C1 (en) Method for simultaneous separate multiple-zone well operation
RU2512228C1 (en) Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
US9163488B2 (en) Multiple zone integrated intelligent well completion
US9016368B2 (en) Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion
RU2578078C2 (en) Program-controlled injection well
RU2482267C2 (en) Well yield control system
RU2517294C1 (en) Device for dual injection operation to two formations of same well (versions)
US20070062710A1 (en) Seal Assembly For Sealingly Engaging A Packer
RU2636842C1 (en) Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2547190C1 (en) Well fluid regulator
RU2613398C2 (en) Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent
RU2542071C2 (en) Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)
RU2626485C2 (en) Device for dual injection operation of agent in well formations (variants)
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2591225C2 (en) Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions)
CN107448177A (en) Oil well liquid-producing section plane test tubing string and its method of testing
RU2534688C2 (en) Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions)
RU125622U1 (en) INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)
RU2653210C2 (en) Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
RU2539053C1 (en) Unit for dual operation of several production facilities at one well (versions) and shutdown valve of revolving type
RU2702180C1 (en) Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20170718

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210303