RU2724084C2

RU2724084C2 - Unit for simultaneous separate operation of formations

Info

Publication number: RU2724084C2
Application number: RU2018116828A
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Александрович Косилов; Игорь Геннадиевич Клюшин; Андрей Владимирович Аржиловский; Азат Рифович Гарифуллин; Петр Игоревич Сливка; Рушан Рафилович Габдулов; Байрас Хамитович Байбурин; Роман Вадимович Давлетбаев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" (ООО "РН-БашНИПИнефть")
Priority date: 2018-05-04
Filing date: 2018-05-04
Publication date: 2020-06-19
Also published as: RU2018116828A; RU2018116828A3

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used for simultaneous separate operation of several formations by one well. Proposed plant comprises control station, ground data recording unit, top and bottom electric-centrifugal pumps with hydraulic protection arranged on both sides of submersible electric motor with hollow thermometric system. Under the lower electrically-centrifugal pump there is a packer of support or other type with a bypass channel inside it and a sealed cable input, a unit for disconnection of channels with installed in it bottom-hole instruments for monitoring the operation of upper and lower formations, a check valve, a sliding disconnector unit tightly connected to the shank, in the lower part of which there is a filter. Depth devices can be equipped with adjustable valves, which allows for direct periodic measurements by cutting off one of the beds, as well as regulating inflow of borehole fluid of each formation if necessary.EFFECT: technical result consists in improvement of efficiency of simultaneous separate operation of formations of one well, performance of separate measurements and investigations of each formation.3 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной. Суть изобретения заключается в однолифтовой установке для одновременно-раздельной эксплуатации пластов, позволяющей создавать дифференциальные забойные давления, а также вести оперативный контроль работы каждого пласта.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate operation of several objects in one well. The essence of the invention lies in a single-lift installation for simultaneous and separate exploitation of formations, which allows creating differential bottomhole pressures, as well as conducting operational control of the operation of each formation.

Известна глубинно-насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (Патент РФ №2546685, Е21В 43/14, F04D 13/14. Опуб. - 20.06.2014, Бюл. №17).Known deep-well pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in one well (RF Patent No. 2546685, ЕВВ 43/14, F04D 13/14. Publish. - 20.06.2014, Bull. No. 17).

Отличительная особенность глубинно-насосной установки - объединение двух электроцентробежных насосов в один с надежным и постоянным разобщением эксплуатируемых пластов. Основными узлами установки являются погружной электродвигатель с термомонометрической системой, гидрозащита, диспергатор, насос, перекачивающий жидкость из нижнего пласта, пакерная компоновка, позволяющая разъединить пласты и в то же время передать трансмиссию на верхний насос, газосепаратор и насос, перекачивающий жидкость одновременно из верхнего и из нижнего горизонта. Отличие второго варианта заключается в том, что в глубинно-насосной установке погружной двухсторонний электродвигатель дополнительно снабжен кожухом, соединенным сверху с приемным модулем верхнего центробежного насоса, образующий проточную камеру охлаждения электродвигателя с входом жидкости снизу из надпакерного межтрубного пространства и выходом через боковые каналы приемного модуля в верхний центробежный насос. Использование двух электроцентробежных насосов в составе установки позволяет создавать дифференциальное забойное давление на каждый пласт.A distinctive feature of the deep-well pumping unit is the combination of two electric centrifugal pumps into one with reliable and constant isolation of the exploited formations. The main components of the installation are a submersible motor with a thermometric system, hydraulic protection, a dispersant, a pump pumping fluid from the lower layer, a packer arrangement that allows you to separate the layers and at the same time transfer the transmission to the upper pump, the gas separator and the pump pumping liquid simultaneously from the upper and from lower horizon. The difference of the second option is that in the submersible pump installation, the submersible two-sided electric motor is additionally equipped with a casing connected from above to the receiving module of the upper centrifugal pump, forming a flow chamber for cooling the electric motor with liquid inlet from below from the overpack annular space and exit through the side channels of the receiving module into top centrifugal pump. The use of two electric centrifugal pumps as part of the installation allows you to create differential bottomhole pressure on each layer.

Недостатками установки являются - отсутствие раздельного замера добываемой продукции каждого пласта, возможности проведения гидродинамический исследований пластов. Ввиду того, что погружной электродвигатель в первом варианте размещен под нижней насосной установкой, его работа зависит от притока с нижнего пласта.The disadvantages of the installation are the lack of separate measurement of the produced products of each layer, the ability to conduct hydrodynamic studies of the layers. Due to the fact that the submersible motor in the first embodiment is located under the lower pumping unit, its operation depends on the inflow from the lower reservoir.

Известна установка для одновременно-раздельной добычи нефти (Патент РФ №2385409, Е21В 43/00, Е21В 47/12. Опуб. - 27.03.2010), содержащая колонну труб, пакер, расположенный между двумя пластами, электроприводной насос, снабженный входным модулем, погружной электродвигатель и по меньшей мере один управляемый электрический клапан с запорным элементом. Открытием клапана регулируют поток флюида, проходящего через клапан к вышерасположенному входному модулю электроприводного насоса. Причем электрический клапан располагают над пакером. При этом электрический клапан обеспечивает гидравлическую связь входного модуля электроприводного насоса или с подпакерным пространством, или с пространством над пакером, или одновременно с обоими пространствами.A known installation for simultaneous and separate oil production (RF Patent No. 2385409, ЕВВ 43/00, Е21В 47/12. Publ. - 03/27/2010), containing a pipe string, a packer located between two layers, an electric drive pump equipped with an input module, a submersible motor and at least one controllable electric valve with a shut-off element. By opening the valve, the flow of fluid passing through the valve to the upstream inlet module of the electric drive pump is regulated. Moreover, the electric valve is located above the packer. In this case, the electric valve provides hydraulic communication of the input module of the electric drive pump with either the under-packer space, or with the space above the packer, or simultaneously with both spaces.

Недостатки данного технического решения связаны с тем, что оно не предусматривает использование эффекта естественного фонтанирования разрабатываемых пластов, не обеспечивает максимально допустимого извлечения флюида из пластов, а также осуществление раздельного учета добываемой продукции с каждого пласта.The disadvantages of this technical solution are related to the fact that it does not provide for the use of the natural flowing effect of the developed reservoirs, does not provide the maximum allowable fluid extraction from the reservoirs, as well as separate accounting of the produced products from each reservoir.

Известна установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (Патент РФ №120704, Е21В 43/14. Опуб. - 27.09.2012, Бюл. №27), которая включает электроцентробежный насос с дополнительной секцией рабочих колес, приемный патрубок для поступления жидкости из нижнего пласта в дополнительную секцию, пакер, разобщающий пласты, телескопический разъем, размещенный на патрубке между пакером и дополнительной секцией насоса, где рабочие колеса насоса размещены в корпусе основного насоса над погружным электродвигателем, причем выкид последнего рабочего колеса дополнительной секции входит в приемный модуль основного насоса, а приемная часть дополнительной секции насоса соединена с внутренней полостью верхнего участка приемного патрубка кожухом, проходящим с наружной стороны погружного электродвигателя и имеющим в верхней части герметичный ввод электрического кабеля погружного электродвигателя.It is known to install an electric centrifugal pump for simultaneous and separate oil production from two layers (RF Patent No. 120704, ЕВВ 43/14. Pub. - 09/27/2012, Bull. No. 27), which includes an electric centrifugal pump with an additional section of impellers, a receiving pipe for fluid from the lower reservoir into the additional section, the packer, uncoupling the reservoir, a telescopic connector located on the pipe between the packer and the additional pump section, where the pump impellers are located in the main pump housing above the submersible motor, and the discharge of the last impeller of the additional section is included in the receiving the main pump module, and the receiving part of the additional pump section is connected to the inner cavity of the upper portion of the receiving pipe by a casing extending from the outside of the submersible motor and having a sealed input of the electric cable of the submersible motor in the upper part.

Недостатками установки являются низкая эффективность эксплуатации двухпластовой скважины из-за сложности конструкции установки, отсутствие возможности раздельного замера добываемой продукции, проведения гидродинамических исследований пластов.The disadvantages of the installation are the low efficiency of operation of a two-layer well due to the complexity of the design of the installation, the lack of the possibility of separate measurement of produced products, and hydrodynamic studies of formations.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (Патент РФ №129144, Е21В 43/14, Е21В 47/00, F04B 47/06. Опуб. 20.06.2013, Бюл. №17), состоящая из двух электроцентробежных насосов, двухстороннего погружного электродвигателя с полым блоком термомонометрической системы и приводом на два насоса, якорно-пакерного оборудования, глубинного прибора, расположенного под нижним насосом для контроля работы только нижнего пласта. Согласно схемы установки продукция нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность. За счет использования двух электроцентробежных насосов возможно создание дифференциального давления на каждый пласт, контроль работы нижнего пласта осуществляется глубинным прибором.The closest analogue of the claimed invention is the installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate well operation (RF Patent No. 129144, ЕВВ 43/14, Е21В 47/00, F04B 47/06. Publish. June 20, 2013, Bull. No. 17), consisting of two electric centrifugal pumps, a two-sided submersible electric motor with a hollow block of the thermometric system and a drive for two pumps, anchor-packer equipment, an in-depth device located under the lower pump to control the operation of only the lower layer. According to the installation scheme, the products of the lower reservoir due to the pressure in the sub-packer zone are received at the bottom pump and then fed into the annulus, mixed with the fluid of the upper reservoir and pumped to the surface by the upper pump. Due to the use of two electric centrifugal pumps, it is possible to create differential pressure on each layer, the operation of the lower layer is controlled by a depth device.

Недостатком известной установки является отсутствие возможности проведения раздельного замера добываемой продукции пластов, невозможность проведения гидродинамических исследований пластов.A disadvantage of the known installation is the lack of the ability to conduct separate measurements of the produced products of the formations, the inability to conduct hydrodynamic studies of the formations.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, проведение раздельного замера согласно требований ПБ 07-601-03 «ПРАВИЛ ОХРАНЫ НЕДР».The main task to be solved by the claimed invention is directed is to increase the efficiency of simultaneous and separate operation of several formations in one well, to conduct separate measurements according to the requirements of PB 07-601-03 "RULES OF PROTECTION OF THE SUBSOIL".

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации нескольких пластов одной скважиной за счет оперативного контроль работы параметров работы каждого пласта.The technical result is to increase the operational efficiency of several layers in one well due to the operational control of the operation parameters of each layer.

Указанный технический результат достигается тем, что установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов, содержащая станцию управления, наземный блок регистрации данных, верхний и нижний электроцентробежные насосы, имеющие гидрозащиты, расположенные по обе стороны погружного электродвигателя с полой термомонометрической системой, глубинный прибор контроля работы нижнего пласта, сообщенный с полой термомонометрической системой кабелем, проходящим по внешней стороне нижнего электроцентробежного насоса, хвостовик и якорно-пакерное оборудование, в отличии от аналога содержит под нижним электроцентробежным насосом пакер опорного или иного типа с обводным каналом внутри него и герметичным вводом кабеля, блок разобщения каналов с установленными в нем глубинными приборами контроля работы верхнего и нижнего пластов, обратный клапан, скользящий разъединительный узел, герметично соединяющийся с хвостовиком, в нижней части которого расположен фильтр.The specified technical result is achieved by the fact that the installation for simultaneous and separate operation of the reservoirs, comprising a control station, a ground-based data recording unit, upper and lower electric centrifugal pumps having hydroprotection, located on both sides of the submersible electric motor with a hollow thermomonometric system, a deep instrument for monitoring the operation of the lower reservoir Communicated with the hollow thermomonometric system by a cable running on the outside of the lower electric centrifugal pump, the shank and anchor-packer equipment, unlike the analogue, contains a support packer or other type of packer under the lower electric centrifugal pump with a bypass channel inside it and a sealed cable entry, a channel separation unit with installed in it deep devices for monitoring the operation of the upper and lower layers, a check valve, a sliding disconnecting unit, hermetically connected to the shank, in the lower part of which there is a filter.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the installation for simultaneous and separate exploitation of formations. 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 аналога 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. В известной установке электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации (Патент РФ №129144, Е21В 43/14, Е21В 47/00, F04B 47/06, Опуб. 20.06.2013, Бюл. №17) имеется только один глубинный прибор, расположенный под нижним электроцентробежным насосом и соединенный с полой термомонометрической системой. Данное устройство отличается по функционалу и рассчитан только на контроль работы нижнего пласта, что не позволяет полноценно производить раздельный замер каждого пласта. 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 claimed technical solution from the analogue 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. In the known installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate operation (RF Patent No. 129144, ЕВВ 43/14, Е21В 47/00, F04B 47/06, Pub. 06/20/2013, Bull. No. 17) there is only one downhole device located under lower electric centrifugal pump and connected to a hollow thermomonometric system. This device differs in functionality and is designed only for monitoring the operation of the lower layer, which does not allow fully separate measurements of each layer. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов по принятой технологии и успешно использовано на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering company from well-known materials using the adopted technology and successfully used in oil wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на Фиг. 1 приведена принципиальная схема установки, на Фиг. 2, 3 и 4 приведены схемы последовательных спуско-подъемных операций, монтажа установки.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 is a schematic diagram of the installation; FIG. 2, 3 and 4 are diagrams of sequential hoisting operations, installation of the installation.

Установка (Фиг. 1) содержит: наземное оборудование, включающее блок регистрации и передачи данных с глубинных приборов 1, станцию управления глубинно-насосной установкой 2, подземное оборудование, включающее силовой кабель 3 для питания двухстороннего погружного электродвигателя 4 с полой термомонометрической системой 5, который соединен кабелем 6 с первым глубинным прибором 7 и вторым глубинным прибором 8 для контроля работы соответственно нижнего пласта 9 и верхнего пласта 10, установленных в блоке разобщения каналов 11, колонну насосно-компрессорных труб 12, верхний электроцентробежный насос 13 с приемным модулем и гидрозащитой 14, нижний (подпорный) электроцентробежный насос 15 с выкидным модулем и гидрозащитой 16, пакер 17 (нажимного или иного действия) с обводным каналом 18 для перенаправления потока жидкости с верхнего пласта через второй глубинный прибор 8 и обводной канал 18 на прием верхнего насоса 13, обратный клапан 19 для препятствия перетеканию скважинной жидкости из пласта в пласт, скользящий разъединительный узел 20, соединяющийся с хвостовиком 21, якорно-пакерное оборудование 22 и фильтр 23 закрепленный в нижней части хвостовика 21.The installation (Fig. 1) contains: ground-based equipment, including a recording and data transmission unit from downhole instruments 1, a control station for a downhole pumping installation 2, underground equipment, including a power cable 3 for powering a two-sided submersible electric motor 4 with a hollow thermometric system 5, which connected by a cable 6 to the first deep device 7 and the second deep device 8 for monitoring the operation of the lower formation 9 and the upper formation 10, respectively, installed in the channel isolation unit 11, the tubing string 12, the upper electric centrifugal pump 13 with a receiving module and hydraulic protection 14, lower (backup) electric centrifugal pump 15 with a flip module and hydraulic protection 16, a packer 17 (push or other action) with a bypass channel 18 for redirecting fluid flow from the upper reservoir through the second deep tool 8 and the bypass channel 18 to the reception of the upper pump 13, check valve 19 for obstructing the flow of well fluid from the can that in the reservoir, a sliding disconnecting unit 20, connected to the shank 21, the anchor-packer equipment 22 and the filter 23 fixed in the lower part of the shank 21.

Согласно схемы установки продукция нижнего пласта 9 за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса 15 и далее подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта 10 и верхним насосом 13 поднимается на поверхность. Наличие блока разобщения каналов 11 с входящими в него глубинными приборами 7 и 8 позволяет осуществлять раздельные замеры, а также промыслово-геофизические исследования каждого пласта. Глубинные приборы по возможности должны быть однотипными для их тарирования в равных прочих условиях. Устройство пакера 17, блока разобщения каналов 11 позволяют герметично провести кабель 6 к глубинным приборам 7 и 8.According to the installation scheme, the products of the lower reservoir 9, due to the pressure in the sub-packer zone, are received at the lower pump 15 and then fed into the annulus, mixed with the fluid of the upper reservoir 10 and the upper pump 13 rises to the surface. The presence of the channel isolation block 11 with the deep instruments 7 and 8 included in it allows separate measurements, as well as field-geophysical studies of each layer. If possible, deep instruments should be of the same type for their calibration in equal other conditions. The device packer 17, block separation channels 11 allow hermetically to lead the cable 6 to the deep devices 7 and 8.

Блок разобщения каналов 11, где размещаются глубинные приборы, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны может быть как параллельного (Фиг. 1), так и последовательного исполнения (Фиг. 1а). Глубинные приборы 7 и 8 могут быть оснащены регулируемыми клапанами, что позволяет проводить прямые периодические замеры путем отсечения одного из пластов, а также регулировать приток скважинной жидкости каждого пласта при необходимости. Тогда в блоке регистрации и передачи данных 1 предусматривается возможность устьевого управления клапанами.The channel isolation block 11, where the downhole instruments are located, depending on the diameter of the production string can be either parallel (Fig. 1) or sequential (Fig. 1a). Depth instruments 7 and 8 can be equipped with adjustable valves, which allows direct periodic measurements by cutting off one of the layers, as well as regulating the flow of well fluid of each layer if necessary. Then in the block registration and data transfer 1 provides the possibility of wellhead valve control.

Спуск установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов осуществляется в две спуско-подъемные операции. При первом спуске (Фиг. 2, 3) в скважину спускается фильтр 23 на хвостовике 21, который остается подвешенным в скважине при помощи якорно-пакерного оборудования 22. Отстыковка колонны насосно-компрессорных труб 12 осуществляется при помощи специального посадочного инструмента 24. После извлечения насосно-компрессорных труб 12 в скважину спускается остальное оборудование (Фиг. 4). При попадании скользящего разъединительного узла 20 в хвостовик 21 обеспечивается разобщение пластов. Путем осевой разгрузки глубинно-насосного оборудования производится посадка пакера 17 и полное разобщение пластов, обеспечивающее прохождение скважинной жидкости из верхнего пласта 10 через глубинный прибор 8. Пакер 17 опорного или иного типа не требует большого нажимного усилия для распакерования. Нажимное усилие определяется допустимой разгрузкой на глубинно-насосную установку. Функциональная задача данного пакера заключается в перенаправлении потока жидкости с верхнего пласта 10 на обводной канал 18 через глубинный прибор 8. Использование глубинных приборов позволяет осуществляется контроль работы каждого пласта, проводить прямые и косвенные раздельные замеры, исследования каждого пластов.The descent of the installation for simultaneous and separate operation of the layers is carried out in two tripping operations. At the first descent (Fig. 2, 3), a filter 23 on the liner 21 is lowered into the well, which remains suspended in the well using anchor-packer equipment 22. The tubing string 12 is undocked using a special landing tool 24. After extraction, the pump -compressor pipes 12 into the well descends the rest of the equipment (Fig. 4). When the sliding disconnecting unit 20 enters the liner 21, formation separation is ensured. By axial unloading of the downhole pumping equipment, the packer 17 is planted and the layers are completely uncoupled, allowing the well fluid to pass from the upper formation 10 through the downhole device 8. The supporting or other type of packer 17 does not require a large pressing force for unpacking. The pressing force is determined by the permissible unloading at the submersible pump installation. The functional task of this packer is to redirect the fluid flow from the upper formation 10 to the bypass channel 18 through the downhole device 8. The use of downhole devices allows controlling the operation of each formation, conducting direct and indirect separate measurements, examining each formation.

Таким образом, заявленное изобретение позволяется значительно повысить эффективность одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной, проводить раздельные замеры и исследования каждого пласта.Thus, the claimed invention allows to significantly increase the efficiency of simultaneous-separate operation of formations in one well, to conduct separate measurements and studies of each formation.

Claims

1. Installation for simultaneous and separate operation of the reservoirs, comprising a control station, a ground-based data recording unit, upper and lower electric centrifugal pumps having hydroprotection located on both sides of a submersible electric motor with a hollow thermometric system, an in-depth instrument for monitoring the operation of the lower reservoir, in communication with the hollow thermonometric a cable system running on the outside of the lower electric centrifugal pump, a shank and anchor-packer equipment, characterized in that under the lower electric centrifugal pump there is a support packer or another type with a bypass channel inside it and a sealed cable entry, a channel isolation unit with deep channels installed in it control devices for the operation of the upper and lower layers, a check valve, a sliding disconnecting unit, hermetically connected to the shank, in the lower part of which there is a filter.

2. Installation according to claim 1, characterized in that the channel separation unit, depending on the diameter of the production casing, can be structurally made with parallel or sequential placement of depth devices.

3. Installation according to claim 1, characterized in that the deep devices can be equipped with adjustable valves for conducting direct periodic separate measurement or regulating the flow of fluid from each formation.