RU2821118C1 - Unit for dual operation of multilayer well (versions) - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil production and can be used for dual operation (DO) of multilayer well. In compliance with first version, for simultaneous separate operation of multilayer well contains tubing string, electrically driven centrifugal pump, submersible motor, upper and lower packers, upper and lower electric valves. Upper and lower electric valves are arranged in series one above the other, connected to each other by means of connecting coupling, at the inlet of the upper and lower electric valves there are respectively upper and lower self-regenerating filters of well fluid, under the lower self-regenerating filter there is a docking tool having a cone and a rod, between which there is a collar. According to the second version, the installation for simultaneous-separate operation of a multilayer well contains a tubing string, electrically driven centrifugal pump, submersible motor, upper and lower packers, upper and lower electric valves. Upper and lower electric valves are arranged in series one above the other, connected to each other by means of connecting coupling, at the inlet of the upper and lower electric valves there are respectively upper and lower self-regenerating filters of well fluid, under the lower self-regenerating filter there is a coupling tool having a rod and a collar, which is placed between the rod and the through channel of the lower packer.

EFFECT: increase in the through channel and increase in the capacity of the installation for the DO of a multilayer well, protection of the downhole pumping equipment from mechanical impurities, preventing complications during operation of the installation.

8 cl, 2 dwg

Description

Заявленное изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) многопластовой скважины. The claimed invention relates to oil production and can be used for simultaneous-separate operation (SSE) of a multilayer well.

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, размещенный вдоль колонны лифтовых труб, хвостовик, пакеры, разобщающие скважину на участки, включающие пласты скважины, электропогружной насос с входным модулем и кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающим на входном модуле электропогружного насоса, и наземный блок управления. На кожухе выполнен узел герметичного ввода кабеля. В хвостовике выполнены каналы, последние сообщаются с определенным пластом, в которых размещены электроклапаны и манометры, функционально связанные с блоком управления (патент РФ №2339795, насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, МПК E21B 43/14, опубликован 27.11.2008).A known installation for the exploitation of formations in a well, containing a string of lift pipes, a cable placed along the string of lift pipes, a liner, packers that separate the well into sections including well layers, an electric submersible pump with an input module and a casing surrounding the electric motor along with the cable and ending at the inlet module of the electric submersible pump, and the surface control unit. The casing has a sealed cable entry unit. There are channels in the liner, the latter communicating with a certain formation, in which electrovalves and pressure gauges are located, functionally connected to the control unit (RF patent No. 2339795, pumping unit for exploitation of formations in a well, IPC E21B 43/14, published November 27, 2008).

Известно устройство для извлечения флюидов в скважине, содержащее несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом и соединенных друг с другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, причем с каждым из каналов связан клапан, выполненный с возможностью независимого управления потоком флюида из соответствующего канала. Клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов. Устройство содержит, по меньшей мере, один датчик, предназначенный для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого флюида, выбранного из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, твердых частиц, склонных к образованию твердого осадка, и удельное сопротивление, а также контроллер, расположенный в стволе скважины. (патент РФ №2320850, интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов, МПК E21B 34/06, E21B 43/14, опубликован 27.03.2008).A device for extracting fluids in a well is known, containing several tubular elements located one inside the other and connected to each other to form at least one central channel and at least two annular channels with the ability to direct fluid flows from different intervals to different concentric channels, with each of the channels associated with a valve configured to independently control the flow of fluid from the corresponding channel. The valves are placed in the wellbore to provide the possibility of separate movement of the specified fluid flows through concentric channels and further selective mixing of fluid flows from all channels. The device contains at least one sensor designed to measure at least one parameter of the produced fluid selected from the group including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solid particles prone to forming solid sediment, and resistivity, as well as a controller located in the wellbore. (RF patent No. 2320850, intelligent downhole valve system for controlling the extraction of fluids from several well intervals and a method for controlling such fluid extraction, IPC E21B 34/06, E21B 43/14, published 03/27/2008).

Известна двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны, которая содержит последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом; нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством; колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны; со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность (патент РФ №2651714, двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны, МПК E21B 33/12 опубликован 23.04.2018).There is a known two-packer arrangement of an oil production installation with isolation of leaks in the casing string, which contains an electrically driven submersible pump with a power cable from the control station, sequentially lowered on a string of lift pipes and installed in the well, two packers with a cable input, isolating leaks in the pipes in a certain interval of the casing string, two strings of pipes of larger and smaller diameters, forming an interpipe cavity for bleeding the gas cap from the annulus under the lower packer into the annulus above the upper packer through the radial channels of cross-flow couplings located below and above the packers, respectively, hermetically connected by central channels to the pipe string of the smaller one diameter for lifting oil to the surface, hermetically joined by a gland pipe coupling connected to an electric drive pump; the lower packer is made with a supporting anchor device; a pipe string of smaller diameter is movably coupled at its upper end to the central channel of the upper cross-flow coupling, equipped with a gland, with the possibility of axial displacement of the end of the column beyond the end of the cross-flow coupling by a length at least equal to the amount of compensation for the positioning error of the packers isolating pipe leaks in a certain area casing interval; on the side of the nipple of the stuffing box pipe coupling, a pipe string of smaller diameter is equipped with a centralizer for assembling pipes into a column for lifting oil to the surface (RF patent No. 2651714, two-packer arrangement of an oil production installation with isolation of casing leaks, IPC E21B 33/12 published 04/23/2018).

Известна клапанная насосная установка для ОРЭ многопластовой скважины, выбранная в качестве прототипа, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с погружным электроприводом и электрическим кабелем связи, трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием центрального и кольцевого каналов потоков флюида из пластов скважины, блок раздельного учета потоков флюида из пластов, включающий последовательно соединенные процессор, корпус с обособленными каналами, в которых размещены регулировочные клапаны с электроприводами, золотниковые затворы с запорными седлами и, по меньшей мере, один датчик измерения физических параметров пластового флюида, функционально связанные с процессором, и стыковочный узел, герметично соединенный с трубчатым элементом на выходе центрального канала, пакер и хвостовик с заборщиком флюида из нижнего пласта, закрепленным пакером в обсадной трубе. Блок раздельного учета потоков флюида соединен патрубком с погружным электроприводом, на торце которого установлен блок телеметрии, соединенный кабелем связи с процессором. В стенках каждого канала корпуса выполнены окна выхода флюида из соответствующих каналов корпуса в полость смешивания потоков флюидов, сообщающуюся с центробежным насосом (патент РФ №2482267, система регулирования дебита скважины, МПК E21B 43/12, опубликован 20.05.2013). There is a known valve pumping unit for electrical power supply of a multilayer well, chosen as a prototype, containing a centrifugal pump with a submersible electric drive and an electric communication cable, lowered into the well casing on a tubing string, tubular elements located one inside the other to form a central and annular flow channels fluid from the well formations, a unit for separate metering of fluid flows from the formations, including a series-connected processor, a housing with separate channels in which control valves with electric drives are located, spool valves with locking seats and at least one sensor for measuring the physical parameters of the formation fluid, functionally connected to the processor, and a connecting unit, hermetically connected to the tubular element at the outlet of the central channel, a packer and a liner with a fluid intake from the lower formation, secured by the packer in the casing pipe. The unit for separate metering of fluid flows is connected by a pipe to a submersible electric drive, at the end of which a telemetry unit is installed, connected by a communication cable to the processor. In the walls of each channel of the housing there are windows for fluid exit from the corresponding channels of the housing into the cavity for mixing fluid flows, communicating with a centrifugal pump (RF patent No. 2482267, well flow control system, IPC E21B 43/12, published 05/20/2013).

Недостатком известных на текущем уровне техники решений является низкая пропускная способность электроклапанов, отсутствие возможности защиты глубинно-насосного оборудования от механических примесей, отсутствие возможности предотвращения осложнений при эксплуатации установки. The disadvantage of solutions known at the current level of technology is the low throughput of electrovalves, the inability to protect deep-well pumping equipment from mechanical impurities, and the inability to prevent complications during the operation of the installation.

Основной задачей заявленного решения является повышение эффективности установки для ОРЭ многопластовой скважины, а также повышение надежности эксплуатации многопластовой скважины.The main objective of the stated solution is to increase the efficiency of the installation for the electrical energy production of a multilayer well, as well as to increase the reliability of operation of a multilayer well.

Техническим результатом установки является увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки для ОРЭ многопластовой скважины, защита глубинно-насосного оборудования от механических примесей, предотвращение осложнений при эксплуатации установки. The technical result of the installation is to increase the flow channel and increase the throughput of the installation for the electronics of a multi-layer well, protect the downhole pumping equipment from mechanical impurities, and prevent complications during the operation of the installation.

Кроме того техническим результатом установки является пропуск скважинной жидкости при засорении нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров, герметичное размещение кабеля связи, соединяющего погружной блок телемеханической системы и верхний электроклапан, фиксирование и механическая защита кабеля связи от повреждений, открытие верхнего и нижнего электроклапанов, настройка программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.In addition, the technical result of the installation is the passage of well fluid when the lower and upper self-generating filters are clogged, hermetically sealed placement of the communication cable connecting the submersible block of the telemechanical system and the upper electrovalve, fixation and mechanical protection of the communication cable from damage, opening the upper and lower electrovalves, setting up multi-layer electrical electronics programs wells according to a certain operating mode without the participation of an operator on the surface.

Увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки достигается расположением нижнего и верхнего электроклапанов последовательно друг над другом и соединением вышеуказанных электроклапанов между собой соединительной муфтой.An increase in the passage channel and an increase in the throughput of the installation is achieved by arranging the lower and upper electrovalves in series one above the other and connecting the above electrovalves to each other with a coupling.

Защита глубинно-насосного оборудования от механических примесей достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров.Protection of downhole pumping equipment from mechanical impurities is achieved by placing the lower and upper electric valves of the lower and upper self-generating filters at the inlet.

Предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины по первому варианту достигается расположением под нижним саморегенерирующимся фильтром стыковочного инструмента, имеющим колокол и шток, между которыми размещена манжета, благодаря чему обеспечивается герметичное растяжение или сжатие колокола и штока. Preventing complications during the operation of the installation for the electronic control of a multilayer well according to the first option is achieved by placing a connecting tool under the lower self-regenerating filter, which has a bell and a rod, between which a cuff is placed, thereby ensuring hermetically sealed stretching or compression of the bell and rod.

Предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины по второму варианту достигается размещением под нижним саморегенерирующимся фильтром стыковочного инструмента, имеющего шток и манжету, которая размещена между штоком и проходным каналом нижнего пакера, благодаря чему обеспечивается герметичное растяжение или сжатие штока и отсутствует зона скопления шлама над нижним пакером.Preventing complications during the operation of the installation for the electrical evaluation of a multilayer well according to the second option is achieved by placing under the lower self-regenerating filter a docking tool that has a rod and a collar, which is placed between the rod and the passage channel of the lower packer, which ensures hermetically sealed extension or compression of the rod and there is no zone of accumulation of cuttings above bottom packer.

По одному из вариантов пропуск скважинной жидкости при засорении нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижней и верхней байпасных систем.According to one of the options, the passage of well fluid when the lower and upper self-generating filters are clogged is achieved by placing the lower and upper electric valves of the lower and upper bypass systems at the intake.

По одному из вариантов измерение объема скважинной жидкости нижнего и верхнего пластов достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижнего и верхнего глубинных расходомеров. According to one of the options, measuring the volume of well fluid of the lower and upper layers is achieved by placing the lower and upper electric valves of the lower and upper deep flow meters at the intake.

По одному из вариантов герметичное размещение кабеля связи, соединяющего погружной блок телемеханической системы и верхний электроклапан, достигается тем, что верхний пакер содержит дополнительный проходной канал. According to one of the options, hermetically sealed placement of the communication cable connecting the submersible block of the telemechanical system and the upper electrovalve is achieved by the fact that the upper packer contains an additional passage channel.

По одному из вариантов фиксирование и механическая защита кабеля связи от повреждений достигается тем, что кабель связи размещен в кабель-канале кожуха нижнего и верхнего электроклапанов.According to one of the options, fixation and mechanical protection of the communication cable from damage is achieved by placing the communication cable in the cable channel of the casing of the lower and upper solenoid valves.

По одному из вариантов открытие верхнего и нижнего электроклапанов достигается размещением автоматизированного комплекса в кожухе нижнего и верхнего электроклапанов.According to one of the options, the opening of the upper and lower electrovalves is achieved by placing an automated complex in the casing of the lower and upper electrovalves.

По одному из вариантов настройка программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности достигается оснащением установки автоматизированной системой.According to one of the options, setting up the OEM programs of a multilayer well according to a certain operating mode without the participation of an operator on the surface is achieved by equipping the installation with an automated system.

На фиг.1 и фиг.2 показана схема установки для ОРЭ многопластовой скважины. Цифрами на схемах обозначены: 1 - воронка, 2 - нижний пакер, 3 - шток, 4 - колокол, 5 - манжета, 6 - нижний саморегенирирующийся фильтр, 7 - нижний электроклапан, 8 - верхний электроклапан, 9 - верхний саморегенирирующийся фильтр, 10 - кабель связи, 11 - верхний пакер, 12 - патрубок, 13 - погружной блок телемеханической системы (ТМС), 14 - погружной электродвигатель (ПЭД), 15 - силовой кабель, 16 - электроприводной центробежный насос (ЭЦН), 17 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 18 - станция управления, 19 - нижний пласт, 20 - верхний пласт.Figures 1 and 2 show a diagram of the installation for the electronics of a multilayer well. The numbers on the diagrams indicate: 1 - funnel, 2 - lower packer, 3 - rod, 4 - bell, 5 - cuff, 6 - lower self-regenerating filter, 7 - lower solenoid valve, 8 - upper solenoid valve, 9 - upper self-regenerating filter, 10 - communication cable, 11 - upper packer, 12 - nozzle, 13 - submersible unit of the telemechanical system (TMS), 14 - submersible electric motor (SEM), 15 - power cable, 16 - electric centrifugal pump (ECP), 17 - tubing string pipes (tubing), 18 - control station, 19 - lower layer, 20 - upper layer.

ЭЦН 16 размещен в верхней части установки, служит для извлечения скважинной жидкости. ЭЦН 16 оснащен ПЭД 12, выполняющим функцию привода ЭЦН 16, и погружным блоком ТМС 13, служащим для управления нижним 7 и верхним 8 электроклапанами, измерения значений давления, температуры и объема скважинной жидкости на приеме ЭЦН 16. Силовой кабель 15 проложен от ПЭД 14 до станции управления 18, размещенной на устье скважины, и служит для подачи напряжения на ПЭД 14 и погружной блок ТМС 13, передачи сигнала управления от станции управления 18 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов, передачи замеренных значений давления, температуры и объема скважинной жидкости от датчиков (на фиг. не показаны) верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов на станцию управления 18.ESP 16 is located in the upper part of the installation and serves to extract well fluid. ESP 16 is equipped with a PED 12, which performs the function of driving the ESP 16, and a submersible unit TMS 13, which serves to control the lower 7 and upper 8 electrovalves, measure the values of pressure, temperature and volume of well fluid at the reception of the ESP 16. The power cable 15 is laid from the SED 14 to control station 18, located at the wellhead, and serves to supply voltage to the SEM 14 and the submersible block TMS 13, transmit a control signal from the control station 18 to the upper 8 and lower 7 electrovalves, transmit measured values of pressure, temperature and volume of well fluid from sensors (not shown in the figure) of the upper 8 and lower 7 electrovalves to the control station 18.

Патрубок 12 размещен под погружным блоком ТМС 13 и служит для выхода скважинной жидкости из трубного в затрубное пространство скважины.The pipe 12 is located under the submersible block TMS 13 and serves to exit the well fluid from the pipe into the annulus of the well.

Верхний пакер 11 размещен под патрубком 12 и служит для разобщения затрубного пространства над верхним пластом 20. The upper packer 11 is located under the nozzle 12 and serves to isolate the annular space above the upper formation 20.

Под верхним пакером 11 в кожухе размещены последовательно над другом верхний 8 и нижний 7 электроклапаны, соединенные между собой соединительной муфтой, благодаря чему обеспечивается увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки для ОРЭ многопластовой скважины. Через верхний 9 и нижний 6 саморегенерирующиеся фильтры верхний 8 и нижний 7 электроклапаны сообщены с внутрискважинным пространством. Верхний электроклапан 8 служит для регулирования и учета скважинной жидкости: отсечения притока скважинной жидкости с верхнего пласта 20 и измерения основных параметров скважинной жидкости верхнего пласта 20. Нижний электроклапан 7 служит для регулирования и учета скважинной жидкости: отсечения притока скважинной жидкости с нижнего пласта 19 и измерения основных параметров скважинной жидкости нижнего пласта 19. Верхний 8 и нижний 7 электроклапаны оснащены штуцирующими механизмами (на фиг. не показаны) для одновременно-раздельного регулирования количества скважинной жидкости верхнего 20 и нижнего 19 пластов.Under the upper packer 11 in the casing, the upper 8 and lower 7 electric valves are placed sequentially above each other, connected to each other by a connecting coupling, which ensures an increase in the flow channel and an increase in the throughput of the installation for the electronic control of a multilayer well. Through the upper 9 and lower 6 self-regenerating filters, the upper 8 and lower 7 electrovalves are connected to the downhole space. The upper electric valve 8 serves to regulate and account for well fluid: cutting off the flow of well fluid from the upper layer 20 and measuring the main parameters of the well fluid of the upper layer 20. The lower electric valve 7 serves to regulate and account for well fluid: cutting off the flow of well fluid from the lower layer 19 and measuring the main parameters of the well fluid of the lower layer 19. The upper 8 and lower 7 electrovalves are equipped with choke mechanisms (not shown in the figure) for simultaneously and separately regulating the amount of well fluid of the upper 20 and lower 19 layers.

Верхний саморегенерирующийся фильтр 9 позволяет защитить прием верхнего электроклапана 8 и глубинно-насосное оборудование от механических примесей. Нижний саморегенерирующейся фильтр 6 позволяющий защитить прием нижнего электроклапана 7 и глубинно-насосное оборудование от механических примесей.The upper self-regenerating filter 9 allows you to protect the intake of the upper electrovalve 8 and the downhole pumping equipment from mechanical impurities. Lower self-regenerating filter 6 allows you to protect the intake of the lower electrovalve 7 and deep-well pumping equipment from mechanical impurities.

Кабель связи 10 проложен от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов, служит для передачи сигнала управления от погружного блока ТМС 13 к верхнему 8 и нижнему 7 электроклапанам, а также для передачи замеренных значений давления, температуры и объема скважинной жидкости от датчиков (на фиг. не показаны) верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов на погружной блок ТМС 13.Communication cable 10 is laid from the submersible block TMS 13 to the upper 8 and lower 7 electrovalves; it serves to transmit a control signal from the submersible block TMS 13 to the upper 8 and lower 7 electrovalves, as well as to transmit measured values of pressure, temperature and volume of well fluid from sensors (not shown in the figure) of the upper 8 and lower 7 electric valves on the TMS 13 submersible block.

Разъединительный узел, состоящий из колокола 4, штока 3 и манжеты 5, расположен под нижним саморегенерирующимся фильтром 6 и служит для соединения верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов с нижним пакером 2, размещенным в нижней части установки, а также для соединения с шевронными пакетами и возможностью герметичного телескопического соединения. Колокол 4 сообщается с нижним саморегенерирующимся фильтром 6 и нижним электроклапаном 7. The disconnection unit, consisting of a bell 4, a rod 3 and a cuff 5, is located under the lower self-regenerating filter 6 and serves to connect the upper 8 and lower 7 electrovalves with the lower packer 2, located in the lower part of the installation, as well as for connection with chevron packages and the possibility sealed telescopic connection. Bell 4 communicates with the lower self-regenerating filter 6 and the lower electrovalve 7.

Верхний 11 и нижний 2 пакеры оснащены якорными устройствами для фиксирования их в стволе скважины.The upper 11 and lower 2 packers are equipped with anchor devices for fixing them in the wellbore.

Воронка 1 размещена под нижним пакером 2.Funnel 1 is located under the lower packer 2.

По первому варианту стыковочный инструмент содержит манжету 5, которая размещена между колоколом 4 и штоком 3. Манжета 5 служит для герметичного скольжения при растяжении или сжатии колокола 4 и штока 3 и предотвращения осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины.According to the first option, the docking tool contains a cuff 5, which is placed between the bell 4 and the rod 3. The cuff 5 serves for hermetically sealed sliding during stretching or compression of the bell 4 and rod 3 and to prevent complications during the operation of the installation for the electronic control of a multilayer well.

По второму варианту стыковочный инструмент содержит манжету 5, которая размещена между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2. Манжета 5 служит для герметичного скольжения при растяжении или сжатии штока 3, предотвращения осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины и обеспечивает отсутствие зоны скопления шлама над нижним пакером.According to the second option, the docking tool contains a cuff 5, which is placed between the rod 3 and the passage channel of the lower packer 2. The cuff 5 serves for hermetically sealed sliding when the rod 3 is stretched or compressed, to prevent complications during the operation of the installation for the electronic control of a multilayer well and ensures the absence of a zone of accumulation of cuttings above bottom packer.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов имеются байпасные системы, позволяющие пропускать скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.According to one of the installation options for the electronic control of a multilayer well, there are bypass systems at the intakes of the lower 7 and upper 8 electric valves, which allow the well fluid to pass through the bypass channels when the lower 6 and upper 9 self-generating filters are clogged.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов имеются глубинные расходомеры, позволяющие измерять объем скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов. According to one of the installation options for the electrical monitoring of a multi-layer well, at the intakes of the lower 7 and upper 8 electric valves there are deep flow meters that allow measuring the volume of well fluid in the lower 19 and upper 20 layers.

По одному из вариантов кабель связи 10 проложен через дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 для возможности герметичного размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.According to one of the options, the communication cable 10 is laid through an additional passage channel of the upper packer 11 to enable hermetically sealed placement of the communication cable 10 laid from the TMS submersible block 13 to the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов кабель связи 10 размещен в кабель-канале кожуха верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов для фиксирования и механической защиты кабеля связи 10 от повреждений.According to one of the options, the communication cable 10 is placed in the cable channel of the casing of the upper 8 and lower 7 solenoid valves to fix and mechanically protect the communication cable 10 from damage.

По одному из вариантов в кожухе верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов размещен автоматизированый комплекс для открытия верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов. According to one option, an automated complex for opening the upper 8 and lower 7 electrovalves is located in the casing of the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов установка для ОРЭ многопластовой скважины оснащена автоматизированной системой для настройки программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.According to one option, the installation for electronic monitoring of a multilayer well is equipped with an automated system for setting up electronic monitoring programs for a multilayer well according to a certain operating mode without the participation of an operator on the surface.

Монтаж установки по первому варианту выполняют следующим образом. Installation of the installation according to the first option is carried out as follows.

Первым этапом монтируют нижнюю часть, а именно воронку 1, нижний пакер 2 с якорным устройством, шток 3, колокол 4 и манжету 5, размещенную между колоколом 4 и штоком 3 разъединительного узла, и спускают в ствол скважины на технологических НКТ. При достижении определенного интервала скважины, когда нижний пакер 2 будет между нижним 19 и верхним 20 пластами, производят установку нижнего пакера 2, затем колокол 4 и манжету 5 отсоединяют от штока 3 и поднимают из ствола скважины. При этом воронка 1, нижний пакер 2 и шток 3 остаются в скважине. The first stage is to install the lower part, namely the funnel 1, the lower packer 2 with an anchor device, the rod 3, the bell 4 and the cuff 5, placed between the bell 4 and the rod 3 of the disconnecting unit, and lower it into the wellbore using technological tubing. When a certain well interval is reached, when the lower packer 2 is between the lower 19 and upper 20 formations, the lower packer 2 is installed, then the bell 4 and the collar 5 are disconnected from the rod 3 and lifted from the wellbore. In this case, funnel 1, lower packer 2 and rod 3 remain in the well.

Вторым этапом монтируют верхнюю часть, а именно колонну НКТ 17 ЭЦН 16, ПЭД 14, погружной блок ТМС 13, патрубок 12, верхний пакер 11, верхний 7 и нижний 8 электроклапаны соединяют друг с другом с помощью соединительной муфты, колокол 4. Прокладывают кабель связи 10 от нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов до погружного блока ТМС 13. The second stage is to install the upper part, namely the tubing string 17 ESP 16, PED 14, submersible block TMS 13, nozzle 12, upper packer 11, upper 7 and lower 8 electrovalves are connected to each other using a coupling, bell 4. Lay a communication cable 10 from the lower 7 and upper 8 electrovalves to the TMS 13 submersible block.

Прокладывают силовой кабель 15 от ПЭД 14 до станции управления 18. Собранную верхнюю часть спускают в скважину на колонне НКТ 17, стыкуют со штоком 3 и манжетой 5, при этом манжета 5 размещена между штоком 3 и колоколом 4 и предотвращает осложнения при эксплуатации установки.A power cable 15 is laid from the electric motor 14 to the control station 18. The assembled upper part is lowered into the well on the tubing string 17, connected to the rod 3 and the cuff 5, while the cuff 5 is placed between the rod 3 and the bell 4 and prevents complications during the operation of the installation.

Производят установку верхнего пакера 11. The upper packer 11 is installed.

Монтаж установки по второму варианту выполняют следующим образом. Installation of the installation according to the second option is carried out as follows.

Первым этапом монтируют нижнюю часть, а именно нижний пакер 2 с якорным устройством, инструмент установочный (на фиг. не показан) и спускают в ствол скважины на геофизическом кабеле или койлтюбинге или НКТ. При достижении определенного интервала скважины, когда нижний пакер 2 будет между нижним 19 и верхним 20 пластами, производят установку нижнего пакера 2. Инструмент установочный отсоединяют от нижнего пакера 2 и поднимают на поверхность. The first stage is to install the lower part, namely the lower packer 2 with an anchor device, the installation tool (not shown in the figure) and lower it into the wellbore using a geophysical cable or coiled tubing or tubing. When a certain well interval is reached, when the lower packer 2 is between the lower 19 and upper 20 formations, the lower packer 2 is installed. The installation tool is disconnected from the lower packer 2 and raised to the surface.

Вторым этапом монтируют воронку 1, шток 3, манжету 5, размещенную между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2, колокол 4. Далее монтируют колонну НКТ 17 ЭЦН 16, ПЭД 14, погружной блок ТМС 13, патрубок 12, верхний пакер 11, верхний 7 и нижний 8 электроклапаны соединяют друг с другом с помощью соединительной муфты. Прокладывают кабель связи 10 от нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов до погружного блока ТМС 13. The second stage is to install funnel 1, rod 3, cuff 5, placed between the rod 3 and the passage channel of the lower packer 2, bell 4. Next, install the tubing string 17 ESP 16, PED 14, submersible block TMS 13, pipe 12, upper packer 11, upper The 7 and lower 8 electrovalves are connected to each other using a coupling. Lay the communication cable 10 from the lower 7 and upper 8 electrovalves to the TMS 13 submersible block.

Прокладывают силовой кабель 15 от ПЭД 14 до станции управления 18. Собранную нижнюю часть спускают в скважину на колонне НКТ 17, стыкуют шток 3 с нижним пакером 2, при этом манжета 5 размещена между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2 и предотвращает осложнения при эксплуатации установки.A power cable 15 is laid from the electric motor 14 to the control station 18. The assembled lower part is lowered into the well on the tubing string 17, the rod 3 is connected to the lower packer 2, while the cuff 5 is placed between the rod 3 and the passage channel of the lower packer 2 and prevents complications during operation installations.

Производят установку верхнего пакера 11. The upper packer 11 is installed.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов размещают байпасные системы, которые пропускают скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.According to one of the installation options for the electronic control of a multilayer well, bypass systems are placed at the intakes of the lower 7 and upper 8 electric valves, which pass the well fluid through the bypass channels when the lower 6 and upper 9 self-generating filters are clogged.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов размещают глубинные расходомеры, которые измеряют объем скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов. According to one of the installation options for the electrical monitoring of a multilayer well, downhole flow meters are placed at the intakes of the lower 7 and upper 8 electric valves, which measure the volume of well fluid in the lower 19 and upper 20 layers.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель связи 10 прокладывают через дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 для герметичного размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.According to one of the installation options for the electronics of a multilayer well, the communication cable 10 is laid through the additional passage channel of the upper packer 11 for hermetically sealed placement of the communication cable 10 laid from the TMS submersible block 13 to the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель связи 10 прокладывают через кабель-канал кожуха нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов для фиксирования и механической защиты кабеля связи 10 от повреждений.According to one of the installation options for electrical power supply of a multilayer well, the communication cable 10 is laid through the cable channel of the casing of the lower 7 and upper 8 solenoid valves to fix and mechanically protect the communication cable 10 from damage.

По одному из вариантов в кожухе верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов размещен автоматизированый комплекс для открытия верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.According to one option, an automated complex for opening the upper 8 and lower 7 electrovalves is located in the casing of the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов установку для ОРЭ многопластовой скважины оснащают автоматизированной системой для настройки программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.According to one option, the installation for electronic monitoring of a multilayer well is equipped with an automated system for setting up electronic monitoring programs for a multilayer well according to a certain operating mode without the participation of an operator on the surface.

Установка для ОРЭ многопластовой скважины по первому и второму вариантам работает следующим образом.The installation for electrical energy production of a multilayer well according to the first and second options works as follows.

После окончания монтажа установку для ОРЭ многопластовой скважины запускают. От станции управления 18, размещенной на устье, по силовому кабелю 15 подается напряжение, под действием которого запускается ПЭД 14, приводящий в действие ЭЦН 16, который извлекает скважинную жидкость на устье скважины по колонне НКТ 17. After installation is completed, the installation for the electronics monitoring of a multilayer well is launched. From the control station 18 located at the wellhead, voltage is supplied via power cable 15, under the influence of which the electric motor 14 is launched, driving the ESP 16, which extracts the well fluid at the wellhead through the tubing string 17.

Блок ТМС 13 управляет нижним 7 и верхним 8 электроклапанами через кабель связи 10. The TMS block 13 controls the lower 7 and upper 8 electrovalves via communication cable 10.

В процессе эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины происходит увеличение или уменьшение температуры скважинной жидкости, что влияет на растяжение или сжатие колокола 4 и штока 3. During the operation of the installation for the electronic control of a multilayer well, the temperature of the well fluid increases or decreases, which affects the stretching or compression of the bell 4 and the rod 3.

Скважинная жидкость, извлекаемая из верхнего пласта 20, всасывается радиальными каналами через верхний саморегенерирующийся фильтр 9, через верхний электроклапан 8, попадает в проходной канал верхнего пакера 11, выходит в затрубное пространство через патрубок 12, после чего попадает на прием ЭЦН 16. Скважинная жидкость из нижнего пласта 19 всасывается воронкой 1, после чего попадает в шток 3, далее в нижний саморегенерирующийся фильтр 6 и нижнего электроклапана 7, далее проходит мимо верхнего электроклапана 8, попадает в проходной канал верхнего пакера 11, выходит в затрубное пространство через патрубок 12, после чего попадает на прием ЭЦН 16. На приеме ЭЦН 16 скважинная жидкость, извлекаемая из нижнего 19 и верхнего 20 пластов, смешивается. Погружным блоком ТМС 13 производится замер показаний давления, температуры и объема скважинной жидкости на приеме насоса ЭЦН 16. При прохождении скважинной жидкости через проходные каналы нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, производятся замеры параметров скважинной жидкости датчиками контрольно-измерительных приборов (на фиг. не показаны), которые передают замеренные параметры по кабелю связи 10 на погружной блок ТМС 13, далее погружной блок ТМС 13 передает замеренные параметры по силовому кабелю 15 на станцию управления 18. Штуцирующие механизмы (на фиг. не показаны) нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов позволяют одновременно-раздельно регулировать количество скважинной жидкости верхнего 20 и нижнего 19 пластов, смешиваемой во внутрискважинном пространстве перед всасыванием ее ЭЦН 16.The well fluid extracted from the upper formation 20 is sucked in by radial channels through the upper self-regenerating filter 9, through the upper solenoid valve 8, enters the passage channel of the upper packer 11, exits into the annulus through the nozzle 12, after which it is received by the ESP 16. The well fluid from the lower formation 19 is sucked into the funnel 1, after which it enters the rod 3, then into the lower self-regenerating filter 6 and the lower electrovalve 7, then passes by the upper electrovalve 8, enters the passage channel of the upper packer 11, exits into the annulus through the nozzle 12, after which enters the receiving ESP 16. At the receiving ESP 16, the well fluid extracted from the lower 19 and upper 20 formations is mixed. The submersible block TMS 13 measures the pressure, temperature and volume of the well fluid at the intake of the ESP pump 16. When the well fluid passes through the passage channels of the lower 7 and upper 8 electrovalves, the parameters of the well fluid are measured using sensors of instrumentation devices (not shown in the figure). ), which transmit the measured parameters via communication cable 10 to the TMS submersible block 13, then the TMS submersible block 13 transmits the measured parameters via power cable 15 to the control station 18. The connecting mechanisms (not shown in the figure) of the lower 7 and upper 8 electrovalves allow simultaneous -separately regulate the amount of well fluid of the upper 20 and lower 19 layers, mixed in the downhole space before being sucked in by the ESP 16.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины байпасные системы, размещенные на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, пропускают скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.According to one of the installation options for the electrical power supply of a multilayer well, bypass systems located at the intakes of the lower 7 and upper 8 electrovalves pass the well fluid through the bypass channels when the lower 6 and upper 9 self-generating filters are clogged.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины глубинные расходомеры, размещенные на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, измеряют объем добываемой скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов. According to one of the installation options for the electrical monitoring of a multi-layer well, deep flow meters located at the intakes of the lower 7 and upper 8 electrovalves measure the volume of produced well fluid of the lower 19 and upper 20 layers.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 обеспечивает герметичность размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.According to one of the installation options for a multilayer well, the additional passage channel of the upper packer 11 ensures the tightness of the communication cable 10 laid from the TMS submersible block 13 to the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель-канал кожуха нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов фиксирует и механически защищает кабель связи 10 от повреждений.According to one of the installation options for electrical power supply of a multilayer well, the cable channel of the casing of the lower 7 and upper 8 electrovalves fixes and mechanically protects the communication cable 10 from damage.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины автоматизированный комплекс открывает верхний 8 и нижний 7 электроклапаны.According to one of the installation options for the electronic control of a multilayer well, the automated complex opens the upper 8 and lower 7 electrovalves.

По одному из вариантов установку для ОРЭ многопластовой скважины автоматизированная система настраивает программы ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.According to one of the options, the automated system configures the electronic monitoring programs of a multilayer well for a multilayer well according to a certain operating mode without the participation of an operator on the surface.

По первому варианту при необходимости демонтажа установки для ОРЭ многопластовой скважины первым этапом поднимают ее верхнюю часть, которая включает в себя колокол 4 с манжетой 5, нижний саморегенерирующийся фильтр 6, нижний электроклапан 7, верхний электроклапан 8, верхний саморегенерирующийся фильтр 9, кабель связи 10, верхний пакер 11, патрубок 12, погружной блок ТМС 13, ПЭД 14, ЭЦН 16, силовой кабель 15, НКТ 16. Вторым этапом производится извлечение нижней части установки, а именно воронки 1, штока 3, нижнего пакера 2 и манжеты 5.According to the first option, if it is necessary to dismantle the installation for electrical energy production of a multilayer well, the first stage is to raise its upper part, which includes a bell 4 with a cuff 5, a lower self-regenerating filter 6, a lower electrovalve 7, an upper electrovalve 8, an upper self-regenerating filter 9, a communication cable 10, upper packer 11, nozzle 12, submersible block TMS 13, PED 14, ESP 16, power cable 15, tubing 16. The second stage involves removing the lower part of the installation, namely funnel 1, rod 3, lower packer 2 and collar 5.

По второму варианту при необходимости демонтажа установки для ОРЭ многопластовой скважины первым этапом поднимают ее верхнюю часть, которая включает в себя воронку 1, шток 3, манжету 5, колокол 4, нижний саморегенерирующийся фильтр 6, нижний электроклапан 7, верхний электроклапан 8, верхний саморегенерирующийся фильтр 9, кабель связи 10, верхний пакер 11, патрубок 12, погружной блок ТМС 13, ПЭД 14, ЭЦН 16, силовой кабель 15, НКТ 16. Шлам, скопленный над нижним пакером 2 в процессе эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины, падает в ствол скважины, обеспечивая безаварийное извлечение нижнего пакера 2 на поверхность и предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины. Вторым этапом спускают инструмент установочный (на фиг. не показан) в ствол скважины на геофизическом кабеле или койлтюбинге или НКТ и извлекают нижний пакер 2.According to the second option, if it is necessary to dismantle the installation for electrical energy production of a multilayer well, the first stage is to raise its upper part, which includes a funnel 1, a rod 3, a collar 5, a bell 4, a lower self-regenerating filter 6, a lower electrovalve 7, an upper electrovalve 8, an upper self-regenerating filter 9, communication cable 10, upper packer 11, nozzle 12, submersible block TMS 13, PED 14, ESP 16, power cable 15, tubing 16. Mud accumulated above the lower packer 2 during the operation of the installation for the electrical evaluation of a multilayer well falls into the wellbore wells, ensuring trouble-free extraction of the lower packer 2 to the surface and preventing complications during the operation of the installation for the electrical energy production of a multilayer well. The second stage is to lower the installation tool (not shown in the figure) into the wellbore on a geophysical cable or coiled tubing or tubing and remove the lower packer 2.

Заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность установки для ОРЭ многопластовой скважины, а также повысить надежность эксплуатации многопластовой скважины.The claimed invention makes it possible to increase the efficiency of the installation for the electronic control of a multilayer well, as well as to increase the reliability of operation of a multilayer well.

Claims (8)

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны, отличающаяся тем, что верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий колокол и шток, между которыми размещена манжета.1. An installation for simultaneous-separate operation of a multilayer well, containing a tubing string, an electrically driven centrifugal pump, a submersible electric motor, upper and lower packers, upper and lower electric valves, characterized in that the upper and lower electric valves are located sequentially above each other, connected between each other by a connecting coupling, at the receiving end of the upper and lower electric valves there are respectively upper and lower self-regenerating well fluid filters, under the lower self-regenerating filter there is a connecting tool having a bell and a rod, between which a cuff is placed. 2. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны, отличающаяся тем, что верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий шток и манжету, которая размещена между штоком и проходным каналом нижнего пакера. 2. Installation for simultaneous-separate operation of a multilayer well, containing a tubing string, an electrically driven centrifugal pump, a submersible electric motor, upper and lower packers, upper and lower electric valves, characterized in that the upper and lower electric valves are located sequentially above each other, connected between each other by a connecting coupling, at the intake of the upper and lower electric valves there are respectively upper and lower self-regenerating well fluid filters, under the lower self-regenerating filter there is a connecting tool having a rod and a cuff, which is placed between the rod and the passage channel of the lower packer. 3. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1, 2, отличающаяся тем, что на приеме каждого электроклапана имеется байпасная система.3. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1, 2, characterized in that there is a bypass system at the intake of each electrovalve. 4. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-3, отличающаяся тем, что на приеме каждого электроклапана имеется глубинный расходомер.4. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1-3, characterized in that there is a deep flow meter at the intake of each electric valve. 5. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-4, отличающаяся тем, что верхний пакер содержит дополнительный проходной канал. 5. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1-4, characterized in that the upper packer contains an additional passage channel. 6. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что имеет в конструкции электроклапанов кабель-канал.6. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1-5, characterized in that it has a cable channel in the design of the electrovalves. 7. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что в кожухе верхнего и нижнего электроклапана расположен автоматизированный комплекс, выполненный с возможностью открытия и закрытия электроклапанов.7. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1-6, characterized in that in the casing of the upper and lower electric valves there is an automated complex configured to open and close the electric valves. 8. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что оснащена автоматизированной системой, выполненной с возможностью настраивать программы одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора. 8. Installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to any one of paragraphs. 1-7, characterized in that it is equipped with an automated system capable of setting up programs for simultaneous and separate operation of a multilayer well according to a certain operating mode without operator participation.