[go: up one dir, main page]

RU2380522C1 - Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) - Google Patents

Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2380522C1
RU2380522C1 RU2008130453/03A RU2008130453A RU2380522C1 RU 2380522 C1 RU2380522 C1 RU 2380522C1 RU 2008130453/03 A RU2008130453/03 A RU 2008130453/03A RU 2008130453 A RU2008130453 A RU 2008130453A RU 2380522 C1 RU2380522 C1 RU 2380522C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
submersible pump
fluid
packer
parker
Prior art date
Application number
RU2008130453/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Махир Зафар Оглы Шарифов (RU)
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов (RU)
Василий Александрович Леонов
Александр Иванович Маркин (RU)
Александр Иванович Маркин
Петр Игоревич Сливка (RU)
Петр Игоревич Сливка
Хубали Фатали оглы Азизов (RU)
Хубали Фатали оглы Азизов
Фатали Хубали оглы Азизов (RU)
Фатали Хубали оглы Азизов
Илья Васильевич Леонов (RU)
Илья Васильевич Леонов
Original Assignee
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
Александр Иванович Маркин
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 Махир Зафар оглы Шарифов, Василий Александрович Леонов, Александр Иванович Маркин filed Critical Махир Зафар оглы Шарифов
Priority to RU2008130453/03A priority Critical patent/RU2380522C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2380522C1 publication Critical patent/RU2380522C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: installation includes well equipping with a one-parker or multi-parker assembly on reservoirs depth, with ability to descent a tubing string with an electrical submersible pump with or without a shell into the well, and with at least one control valve. The multi-parker assembly equipped with connected or disconnected between each other, at least two landing units, located over the top parker and between parkers accordingly. The control valve equipped with an external separator and an internal tail with a sealing device. The electrical submersible pump descending over the multi-parker assembly executes with ability of a simultaneously sealed connection, of the sealing element to the landing units between parkers, also the external separator to the landing unit over the top parker. The control valve consists of a case with at least two hydraulically connected with each other non-axial and one axial pass through channels, inside of which located shut off element of a electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, such as a piston, a plunger, a shut off valve or a rotary disk, installed with ability to move for instances to the middle, or up and down, or rotation from one position to another, and signal or impulse control from the wellhead or automatic control based on the fluid parametres, transmission through a cable or tube, or a tubing string or a medium. At that at one of its position, all of the pass through channels, partly or in total, connected to the electrical submersible pump inlet and to the well reservoirs as well, for the simultaneous fluid production, at another position - cutting of the fluid, at least from one of the reservoirs by shutting off inlet or outlet of the corresponding non-axial channel for characteristics and regime research of at least one of the reservoirs, which is still open. In one-parker assembly version, the control valve connected to the shell form the top, and with parker-from the bottom.
EFFECT: well production installation efficiency and reliability increase.
10 cl, 10 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) электропогружным насосом многопластовой скважины.The invention relates to the field of oil production and can be used for simultaneous-separate operation (WEM) by an electric submersible pump of a multilayer well.

Известна насосная установка (Патент РФ №2300668, F04D 13/10, 10.06.2007, Бюл. №16), включающая оснащение скважины пакерной компоновкой с кабельным вводом для разобщения пластов между собой и спуск в нее колонны труб с электропогружным насосом без или с кожухом, исследование и добычу флюида из пластов.A known pump installation (RF Patent No. 2300668, F04D 13/10, 06/10/2007, Bull. No. 16), including equipping the well with a packer arrangement with a cable entry for separating the layers between themselves and lowering the pipe string into it with an electric submersible pump without or with a casing , research and production of fluid from the reservoirs.

Известна также технология ОРЭ (Патент РФ №2313659, Е21В 43/14, 27.12.2007, Бюл. №36), включающая оснащение скважины многопакерной компоновкой на глубине пластов для их разобщения между собой и спуск в нее колонны труб с электропогружным насосом без или с кожухом, регулирующим клапаном, исследование и добычу флюида из пластов.The WEM technology is also known (RF Patent No. 2313659, ЕВВ 43/14, December 27, 2007, Bull. No. 36), which includes equipping the well with a multi-packer arrangement at the depth of the seams to separate them from each other and lowering the pipe string into it with an electric submersible pump without or with casing, control valve, exploration and production of fluid from the reservoirs.

Известные решения при работе установки УЭЦН не дают возможности как гидравлического сообщения приема электропогружного насоса через один регулирующий клапан со всеми пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, так и отсекания через него потока флюида последовательно, по крайней мере, по одному пласту для отдельной добычи и исследования, по меньшей мере, одного открытого пласта.Known solutions during the operation of the ESP unit do not allow the hydraulic communication of receiving an electric submersible pump through one control valve with all layers of the well for simultaneous production of fluid from them, and cutting off the fluid flow through it in series of at least one layer for separate production and studies of at least one open formation.

Задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности и надежности установки ОРЭ при эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины.The problem solved by the invention is to increase the efficiency and reliability of the installation of the WEM during operation of a multilayer well by an electric submersible pump.

Технологический и технический результаты при использовании установки для эксплуатации насосных скважин на многопластовом месторождении могут достигаться за счет возможности: управления с поверхности скважины состояниями "открытия", "закрытия" и/или степенью открытия регулирующего устройства; измерения на устье дебита флюида для пластов скважины; раздельного освоения и/или исследования пластов.Technological and technical results when using the installation for the operation of pumping wells in a multilayer field can be achieved due to the possibility of: controlling the “opening”, “closing” and / or degree of opening of the control device from the surface of the well; measurements at the mouth of the fluid flow rate for wellbores; separate development and / or formation studies.

Экономический эффект от использования изобретения для насосных скважин может достигаться за счет: сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; повышения добычи продукции; сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение исследования и замера параметров скважины; увеличения межремонтного периода скважины и срока службы подземного оборудования.The economic effect of using the invention for pumping wells can be achieved by: reducing the capital cost of drilling additional wells; increase production; cost reduction for events; reduction of time for research and measurement of well parameters; increase the well overhaul period and the life of underground equipment.

Установка ОРЭ включает в себя оснащение скважины многопакерной или однопакерной компоновкой и спуск в нее колонны труб, по крайней мере, с одним регулирующим клапаном и электропогружным насосом без или с кожухом.An ORE installation includes equipping a well with a multi-packer or single-packer arrangement and lowering a pipe string into it with at least one control valve and an electric submersible pump without or with a casing.

Цель изобретения для варианта 1 достигается тем, что многопакерная компоновка, без или с обратным клапаном, оснащена соединенными или отсоединенными между собой, по меньшей мерей, двумя посадочными узлами, расположенными, соответственно, выше верхнего пакера и между пакерами. При этом регулирующий клапан, соответственно, снизу комплектуется наружным разобщителем и внутренним хвостовиком с уплотняющим устройством. При спуске электропогружного насоса выше многопакерной компоновки обеспечивается герметичное соединение между собой, одновременно, как уплотняющего устройства и посадочного узла между пакерами, так и наружного разобщителя и посадочного узла выше верхнего пакера. Регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещается электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, выполненный с возможностью перемещения или вращения из одного положения в другое и управляемый либо сигналом или импульсом с поверхности скважины, передаваемым через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщаются как с приемом электропогружного насоса, так и с пластами скважины, для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении отсекается поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала, для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов. Данная компоновка, в частном случае, оснащается ниже и/или между пакерами, по меньшей мере, одной скважинной камерой или центральным ниппелем, куда устанавливается обратный клапан в виде съемного или несъемного клапана, для ограничения дебита флюида или исключения поглощения жидкости в пласт или пласты при глушении скважины с целью замены электропогружного насоса. Она также может быть оснащена в нижнем конце заглушкой. При этом обратный клапан выполнен в виде корпуса со свободным или подпружиненным затвором над или под посадочным седлом. Причем обратный клапан с затвором под посадочное седло может быть выполнен с возможностью перемещения - открытия и закрытия затвора, с помощью наружного разобщителя, соответственно, при установке и извлечении элекропогружного насоса, для подъема насоса без глушения скважины. Также многопакерная компоновка, в частном случае, оснащается двумя регулирующими клапанами, установленными либо последовательно друг за другом вдоль ствола скважины, либо параллельно друг другу эксцентрично или концентрично.The purpose of the invention for option 1 is achieved in that the multi-packer arrangement, with or without a check valve, is equipped with at least two landing nodes connected or disconnected from each other, located respectively above the upper packer and between the packers. In this case, the control valve, respectively, from below is equipped with an external disconnector and an inner shank with a sealing device. When lowering the electric submersible pump above the multi-packer arrangement, a tight connection is provided to each other, at the same time as the sealing device and the landing unit between the packers, and the external disconnector and the landing unit above the upper packer. The control valve consists of a housing with at least two hydraulically connected non-axial and one axial flow channels, inside of which there is an electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, made with the possibility of movement or rotation from one position to another and controlled either by a signal or impulse from the surface of the well transmitted through a cable, or a tube, or a pipe string, or a medium, or automatically from the fluid parameters, and in one position all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicated both with the intake of the electric submersible pump and with the well strata, for simultaneous production of fluid from them, but, conversely, in its other position, the fluid flow is cut off at least one layer, by closing the entrance or exit of the corresponding non-axial throughput channel, to study the characteristics and mode of at least one of the remaining open layers. This arrangement, in the particular case, is equipped below and / or between the packers, at least one downhole chamber or central nipple, where the check valve is installed in the form of a removable or non-removable valve, to limit the flow rate of the fluid or to eliminate the absorption of fluid into the formation or layers when killing a well in order to replace an electric submersible pump. It can also be equipped with a plug at the lower end. In this case, the check valve is made in the form of a housing with a free or spring-loaded shutter above or below the landing seat. Moreover, the check valve with a shutter for the landing seat can be made with the ability to move - open and close the shutter using an external disconnector, respectively, when installing and removing the electric submersible pump, for lifting the pump without killing the well. Also, the multi-packer arrangement, in a particular case, is equipped with two control valves installed either sequentially one after another along the wellbore, or parallel to each other eccentrically or concentrically.

Цель изобретения для варианта 2 достигается тем, что однопакерная компоновка оснащена обратным клапаном или без него, а регулирующий клапан соединяется сверху с кожухом, а снизу - с пакером и состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещается электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, управляемый либо сигналом или импульсом с поверхности скважины, передаваемым через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщаются как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении отсекается поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала, для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов. Она может быть оснащена ниже и/или выше пакера, по меньшей мере, одной скважинной камерой или центральным ниппелем, куда устанавливается обратный клапан в виде съемного или несъемного клапана, для ограничения дебита при добыче флюида, а также исключения поглощения жидкости в нижний пласт при глушении скважины перед подъемом насоса на ремонт. Данная компоновка также может быть оснащена в нижнем конце заглушкой. Обратный клапан выполнен в виде корпуса со свободным или подпружиненным затвором над или под посадочным седлом.The purpose of the invention for option 2 is achieved in that the one-packer arrangement is equipped with or without a check valve, and the control valve is connected from above to the casing, and from the bottom to the packer and consists of a housing with at least two hydraulically connected non-axial and one axial through channels, inside of which there is an electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, controlled either by a signal or pulse with a surface borehole, transmitted through a cable, or a tube, or a pipe string, or medium, or automatically from the fluid parameters, and in one of its positions all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicate with the reception of an electric submersible pump through the casing, and with the layers wells for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in its other position, the fluid flow is cut off from at least one reservoir by closing the inlet or outlet of the corresponding non-axial flow channel, to study the characteristic ir and the regime of at least one of the remaining open reservoirs. It can be equipped below and / or above the packer with at least one borehole chamber or a central nipple where a check valve is installed in the form of a removable or non-removable valve to limit flow rate during fluid production, as well as to prevent liquid absorption into the lower formation during jamming wells before lifting the pump for repair. This arrangement can also be equipped with a plug at the lower end. The non-return valve is made in the form of a housing with a free or spring-loaded shutter above or below the landing seat.

Принципиальные виды некоторых установок приводятся на фиг.1-10, в частности, на фиг.1, 2, 3 - многопакерная установка для двух и трех пластов; на фиг.4, 5 и 6 - многопакерная установка с двумя регулирующими клапанами, соответственно, установленными либо последовательно друг за другом, либо параллельно друг другу эксцентрично или концентрично; на фиг.7 - однопакерная установка для двух пластов; на фиг.8 - вариант уплотняющего устройства в посадочном узле между пакерами; на фиг.9 - вариант регулирующего клапана с отсекающим элементом в виде поворотного диска; на фиг.10 - вариант регулирующего клапана с отсекающим элементом в виде затвора полого.Principal views of some installations are given in figures 1-10, in particular, in figures 1, 2, 3 - multi-packer installation for two and three layers; figure 4, 5 and 6 - multi-pack installation with two control valves, respectively, installed either sequentially one after another, or parallel to each other eccentric or concentric; figure 7 - single-pack installation for two layers; on Fig - a variant of the sealing device in the landing site between the packers; figure 9 is a variant of a control valve with a shut-off element in the form of a rotary disk; figure 10 is a variant of a control valve with a shut-off element in the form of a hollow shutter.

Установка ОРЭ включает в себя оснащение скважины 1 многопакерной (фиг.1-6) или однопакерной (фиг.7) компоновкой на глубине пластов П1, П2 и/или П3 и спуск в нее колонны труб 2 с электропогружным насосом 3 без (фиг.1-6) или с кожухом 4 (фиг.7) и с одним (фиг.1-3, 7) или двумя (фиг.4-6) регулирующими клапанами 5.The WEM installation includes equipping the well 1 with multi-packer (Figs. 1-6) or single-packer (Fig. 7) layout at the depth of the reservoirs P 1 , P 2 and / or P 3 and lowering the pipe string 2 into it with an electric submersible pump 3 without ( 1-6) or with a casing 4 (Fig.7) and with one (Fig.1-3, 7) or two (Fig.4-6) control valves 5.

Многопакерная компоновка оснащается посадочными узлами 6 и 7, соответственно, выше пакера 8 и между пакерами 8, 9. Посадочные узлы 6 и 7 через пакер 8 либо соединены жестко (например, см. фиг.1, 2), либо отсоединены (например, см. фиг.3). При этом регулирующий клапан 5, соответственно, снизу комплектуется наружным разобщителем 10 и внутренним хвостовиком 11 с уплотняющим устройством 12.The multi-packer arrangement is equipped with mounting units 6 and 7, respectively, above the packer 8 and between the packers 8, 9. The mounting units 6 and 7 through the packer 8 are either connected rigidly (for example, see Figs. 1, 2) or disconnected (for example, see Fig. 3). In this case, the control valve 5, respectively, from below is equipped with an external disconnector 10 and an inner shank 11 with a sealing device 12.

При спуске электропогружного насоса 3 выше многопакерной компоновки (фиг.1-6) обеспечивается герметичное соединение между собой, одновременно, как уплотняющего устройства 12 и посадочного узла 7 между пакерами 8, 9, так и наружного разобщителя 10 и посадочного узла 6 выше верхнего пакера 8.When lowering the electric submersible pump 3 above the multi-packer arrangement (Figs. 1-6), a tight connection is provided to each other, at the same time as the sealing device 12 and the landing unit 7 between the packers 8, 9, and the external disconnector 10 and the landing unit 6 above the upper packer 8 .

Для однопакерной компоновки (фиг.7) регулирующий клапан 5 сверху соединяется с кожухом 4, а снизу - с пакером 9.For a single-packer arrangement (Fig. 7), the control valve 5 is connected from above to the casing 4, and from the bottom to the packer 9.

В зависимости от условий эксплуатации скважины 1 установка может быть оснащена центратором 13 и/или разъединителем 14 колонны труб. А также посадочный узел 7, в частном случае, может быть выполнен в виде корпуса или штока - ствола разъединителя колонны, например типа РКГШ, СКГШ, РКШ, РКМ или муфты «К».Depending on the operating conditions of the well 1, the installation may be equipped with a centralizer 13 and / or a disconnector 14 of the pipe string. As well as the landing unit 7, in the particular case, can be made in the form of a housing or a rod — the barrel of a column disconnector, for example, the type RKGSh, SKGSh, RKSh, RKM or the “K” coupling.

Регулирующий клапан (фиг.1-7, 9, 10) выполнен в виде корпуса 5, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми 15, 16 и/или 17 и одним осевым 18 пропускными каналами. Внутри корпуса 5 размещен отсекающий элемент 19 (например, типа поршня, плунжера или затвора). Причем в одном положении отсекающего элемента 19 все пропускные каналы 15, 16 и/или 17, 18 гидравлически, частично или полностью, сообщаются как с приемом 20 электропогружного насоса 3, так и с пластами П1, П2 и/или П3 скважины 1, для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении отсекается поток флюида, по меньшей мере, из одного пласта П1 или П2 и/или П3, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала 15, или 16, или 17, для исследования параметров, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов.The control valve (Figs. 1-7, 9, 10) is made in the form of a housing 5 with at least two hydraulically connected non-axial 15, 16 and / or 17 and one axial 18 passage channels. Inside the housing 5 is placed a shut-off element 19 (for example, a type of piston, plunger or shutter). Moreover, in one position of the shut-off element 19, all the through channels 15, 16 and / or 17, 18 are hydraulically, partially or completely, communicated both with the intake 20 of the electric submersible pump 3 and with the layers P 1 , P 2 and / or P 3 of the well 1 , for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in its other position, the fluid flow is cut off from at least one reservoir P 1 or P 2 and / or P 3 by closing the inlet or outlet of the corresponding off-axis passage channel 15, or 16, or 17, to study the parameters of at least one of the remaining open areas stv.

После спуска и посадки пакеров 8 и/или 9 и запуска насосной установки 3 добывается флюид из всех пластов П1 П2 и/или П3 (например, АС12, АС11 и/или АС10 Приобского месторождения) скважины 1 при открытых неосевых пропускных каналах 15, 16 и/или 17 регулирующего клапана 5.After descent and landing of packers 8 and / or 9 and start-up of pumping unit 3, fluid is extracted from all reservoirs P 1 P 2 and / or P 3 (for example, AC 12 , AC 11 and / or AC 10 of the Priobskoye field) of well 1 with non-axial open passage channels 15, 16 and / or 17 of the control valve 5.

В случае раздельного исследования или регулирования добычи флюида подают, в зависимости от функционирования (электрического, или электромагнитного, или гидравлического действия) регулирующего клапана 5, на него либо сигнал (например, электрический) или импульс (например, давления) через кабель 21 (или 22), или трубку 23, или колонну труб 2, или среду 24, либо автоматически от параметров (например, давления) флюида, тем самым воздействуют на рабочее состояние регулирующего клапана 5 и, соответственно, перемещают или вращают отсекающий элемент 19. При этом полностью или частично разобщают от осевого пропускного канала 18 либо только один канал 15 или 16 из двух неосевых пропускных каналов 15 и 16 (например, см. фиг.1, 2), или же один канал 15 или 17 из двух неосевых перепускных каналов 15 и 17 (например, см. фиг.7), либо два канала 15 и 16 или же 16 и 17 из трех неосевых каналов 15, 16 и 17 (например, см. фиг.3), тем самым полностью или частично отсекают от приема 20 насоса 3, соответственно, либо поток флюида одного нижнего П1 или верхнего П2 пласта (например, см. фиг.1, 2, 7) либо двух нижнего П1 и среднего П2 или же среднего П2 и верхнего П3 пластов (например, см. фиг.3).In the case of a separate study or regulation of fluid production, depending on the functioning (electrical, or electromagnetic, or hydraulic action) of the control valve 5, either a signal (e.g., electrical) or a pulse (e.g., pressure) is supplied through cable 21 (or 22 ), or a tube 23, or a pipe string 2, or a medium 24, or automatically from the parameters (for example, pressure) of the fluid, thereby affecting the operating state of the control valve 5 and, accordingly, move or rotate the cutting element 19. this is completely or partially disconnected from the axial passage channel 18, or only one channel 15 or 16 of two off-axis through channels 15 and 16 (for example, see Figs. 1, 2), or one channel 15 or 17 from two off-axis bypass channels 15 and 17 (for example, see Fig. 7), or two channels 15 and 16, or 16 and 17 of the three non-axial channels 15, 16 and 17 (for example, see Fig. 3), thereby completely or partially cut off from reception 20 pump 3, respectively, or the fluid flow of one lower P 1 or upper P 2 layer (for example, see Fig. 1, 2, 7) or two lower P 1 and middle P 2 or medium P 2 and upper P 3 layers (for example, see figure 3).

Установка (фиг.2), в частном случае, если оснащена ниже 9 и/или между 8, 9 пакерами одной 25 или несколькими 25, 26 скважинными камерами и заглушкой 27 или центральным ниппелем 28, то в каждой скважинной камере 25, 26 и/или ниппеле 28 устанавливаются, соответственно, обратные клапана (регуляторы) 29, 30 и/или 31, тем самым ограничивают дебит флюида и/или исключают поглощение жидкости в пластInstallation (figure 2), in the particular case, if it is equipped with lower than 9 and / or between 8, 9 packers of one 25 or several 25, 26 downhole chambers and a plug 27 or central nipple 28, then in each downhole chamber 25, 26 and / or nipple 28, respectively, are installed check valves (regulators) 29, 30 and / or 31, thereby limiting the flow rate of the fluid and / or exclude the absorption of fluid into the reservoir

П1 или пласты П1 и П2 при глушении скважины 1 с целью замены электропогружного насоса 3.P 1 or formations P 1 and P 2 when killing well 1 to replace the electric submersible pump 3.

Claims (10)

1. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, включающая оснащение скважины многопакерной компоновкой с возможностью спуска в нее колонны труб с электропогружным насосом и, по крайней мере, одним регулирующим клапаном, отличающаяся тем, что многопакерная компоновка, без или с обратным клапаном, оснащена соединенными или отсоединенными между собой, по меньшей мерей, двумя посадочными узлами, расположенными соответственно выше верхнего пакера и между пакерами, а регулирующий клапан соответственно снизу укомплектован наружным разобщителем и внутренним хвостовиком с уплотняющим устройством, причем при спуске электропогружного насоса выше многопакерной компоновки обеспечено герметичное соединение между собой одновременно как уплотняющего устройства и посадочного узла между пакерами, так и наружного разобщителя и посадочного узла выше верхнего пакера, при этом регулирующий клапан состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, выполненного с возможностью перемещения или вращения из одного положения в другое и управления либо сигналом, либо импульсом с поверхности скважины с возможностью передачи через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении - отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов.1. Installation for simultaneous and separate research and operation of an electric submersible pump of a multilayer well, including equipping the well with a multi-packer arrangement with the possibility of lowering into it a string of pipes with an electric submersible pump and at least one control valve, characterized in that the multi-packer, without or with check valve, equipped with connected or disconnected from each other, at least two landing nodes located respectively above the upper packer and between the packers, and the control valve, respectively, from below is equipped with an external disconnector and an inner liner with a sealing device, and when lowering the electric submersible pump above the multi-packer arrangement, both the sealing device and the landing unit between the packers and the external disconnector and the landing unit above the upper packer are tightly connected to each other; the control valve consists of a housing with at least two hydraulically connected non-axial and one axial flow channels, inside which there is an electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, made with the possibility of moving or rotating from one position to another and controlling either a signal or an impulse from the surface of the well with the possibility of transmission through cable or a tube, or a pipe string, or a medium, or automatically from the parameters of the fluid, moreover, in one of its positions, all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicated both with the intake of the electric submersible pump and with the well strata for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in its other position, cutting off the fluid flow from at least one stratum by closing the inlet or outlet of the corresponding non-axial flow passage for study of the characteristics and regime of at least one of the remaining open reservoirs. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что многопакерная компоновка оснащена ниже и/или между пакерами, по меньшей мере, одной скважинной камерой или центральным ниппелем, куда установлен обратный клапан в виде съемного или несъемного клапана для ограничения дебита флюида при добыче и/или исключения поглощения жидкости в пласт или пласты при глушении скважины для замены электропогружного насоса.2. Installation according to claim 1, characterized in that the multi-packer arrangement is equipped below and / or between the packers, at least one downhole camera or a central nipple, where a check valve is installed in the form of a removable or non-removable valve to limit fluid flow rate during production and / or eliminating the absorption of fluid into the formation or reservoirs when killing a well to replace an electric submersible pump. 3. Установка по п.2, отличающаяся тем, что многопакерная компоновка оснащена в нижнем конце заглушкой.3. Installation according to claim 2, characterized in that the multi-packer arrangement is equipped with a plug at the lower end. 4. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что обратный клапан выполнен в виде корпуса со свободным или подпружиненным затвором над или под посадочным седлом.4. Installation according to claim 1 or 2, characterized in that the check valve is made in the form of a housing with a free or spring-loaded shutter above or below the landing seat. 5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что обратный клапан с затвором под посадочное седло выполнен с возможностью перемещения - открытия и закрытия затвора, с помощью наружного разобщителя, соответственно, при установке и извлечении электропогружного насоса для подъема насоса без глушения скважины.5. The installation according to claim 4, characterized in that the non-return valve with a shutter for the landing seat is made with the ability to move - open and close the shutter using an external disconnector, respectively, when installing and removing an electric submersible pump to lift the pump without killing the well. 6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что многопакерная компоновка оснащена двумя регулирующими клапанами, установленными либо последовательно друг за другом вдоль ствола скважины, либо параллельно друг другу эксцентрично или концентрично.6. Installation according to claim 1, characterized in that the multi-packer arrangement is equipped with two control valves installed either sequentially one after another along the wellbore, or parallel to each other eccentrically or concentrically. 7. Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины, включающая оснащение скважины однопакерной компоновкой с возможностью спуска в нее колонны труб с регулирующим клапаном и электропогружным насосом, оснащенным кожухом, отличающаяся тем, что однопакерная компоновка оснащена обратным клапаном или без него, а регулирующий клапан соединен сверху с кожухом, а снизу - с пакером, и состоит из корпуса, по меньшей мере, с двумя между собой гидравлически связанными неосевыми и одним осевым пропускными каналами, внутри которого размещен электромеханического, электромагнитного или гидравлического действия отсекающий элемент типа поршня, плунжера, затвора или поворотного диска, имеющего возможность управления либо сигналом, либо импульсом с поверхности скважины через кабель, или трубку, или колонну труб, или среду, либо автоматически от параметров флюида, причем в одном его положении все пропускные каналы гидравлически, частично или полностью, сообщены как с приемом электропогружного насоса через кожух, так и с пластами скважины для одновременной добычи флюида из них, а, наоборот, в другом его положении - отсечения потока флюида, по меньшей мере, из одного пласта, путем закрытия входа или выхода соответствующего неосевого пропускного канала для исследования характеристик и режима, по крайней мере, одного из оставшихся открытых пластов.7. Installation for simultaneous and separate exploration and exploitation of a multilayer well by an electric submersible pump, including equipping a well with a single packer arrangement with the possibility of lowering pipes into it with a control valve and an electric submersible pump equipped with a casing, characterized in that the single packer arrangement is equipped with a check valve or without it, and the control valve is connected from above to the casing, and from below to the packer, and consists of a housing with at least two interconnected non-axially hydraulically connected one axial passage channels, inside which there is an electromechanical, electromagnetic or hydraulic action, a shut-off element such as a piston, plunger, shutter or rotary disk, which can control either a signal or an impulse from the surface of the well through a cable, or tube, or pipe string, or medium, either automatically from the fluid parameters, and in one of its positions, all the flow channels are hydraulically, partially or completely, communicated both with the reception of the electric submersible pump through the casing, and wellbores for simultaneous production of fluid from them, and, conversely, in its other position, cutting off the fluid flow from at least one formation by closing the inlet or outlet of the corresponding off-axis passage channel to study the characteristics and mode of at least one from the remaining open reservoirs. 8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что однопакерная компоновка оснащена ниже и/или выше пакера, по меньшей мере, одной скважинной камерой или центральным ниппелем, куда устанавлен обратный клапан в виде съемного или несъемного клапана для ограничения дебита при добыче флюида, а также исключения поглощения жидкости в нижний пласт при глушении скважины перед подъемом насоса на ремонт.8. Installation according to claim 7, characterized in that the one-packer arrangement is equipped below and / or above the packer, at least one downhole camera or a central nipple, where a check valve is installed in the form of a removable or non-removable valve to limit flow rate during fluid production, as well as eliminating the absorption of fluid into the lower reservoir when killing the well before lifting the pump for repair. 9. Установка по п.7, отличающаяся тем, что однопакерная компоновка оснащена в нижнем конце заглушкой.9. Installation according to claim 7, characterized in that the one-packer arrangement is equipped with a plug at the lower end. 10. Установка по п.7 или 8, отличающаяся тем, что обратный клапан выполнен в виде корпуса со свободным или подпружиненным затвором над или под посадочным седлом. 10. Installation according to claim 7 or 8, characterized in that the non-return valve is made in the form of a housing with a free or spring-loaded shutter above or below the landing seat.
RU2008130453/03A 2008-07-22 2008-07-22 Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) RU2380522C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008130453/03A RU2380522C1 (en) 2008-07-22 2008-07-22 Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008130453/03A RU2380522C1 (en) 2008-07-22 2008-07-22 Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2380522C1 true RU2380522C1 (en) 2010-01-27

Family

ID=42122152

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008130453/03A RU2380522C1 (en) 2008-07-22 2008-07-22 Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2380522C1 (en)

Cited By (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013028091A1 (en) * 2011-08-23 2013-02-28 Garipov Oleg Marsovich Downhole pump assembly
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2488688C1 (en) * 2012-02-17 2013-07-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer cable system for simultaneous and separate investigation and operation of multiple-zone well (versions)
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2513896C1 (en) * 2012-11-21 2014-04-20 Олег Сергеевич Николаев Method of dual operation of two strata with one well
RU2519281C1 (en) * 2013-04-10 2014-06-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)
RU2523590C1 (en) * 2013-06-03 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs
RU2542071C2 (en) * 2013-12-27 2015-02-20 Олег Сергеевич Николаев Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)
RU2547190C1 (en) * 2014-04-02 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well fluid regulator
RU2546218C1 (en) * 2014-01-29 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation
RU2550633C1 (en) * 2014-04-15 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Aggregate for dual bed operation in well
RU2557023C2 (en) * 2014-06-17 2015-07-20 Олег Сергеевич Николаев Control unit and produced fluid flow meter for multipay well (versions)
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
RU2562643C1 (en) * 2014-07-24 2015-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for wet stratum development
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2569390C1 (en) * 2014-11-25 2015-11-27 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2584991C1 (en) * 2015-03-17 2016-05-27 Олег Марсович Гарипов Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof
RU2588072C1 (en) * 2015-03-16 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs
RU2591225C2 (en) * 2015-05-21 2016-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions)
RU2611786C2 (en) * 2016-03-14 2017-03-01 Олег Сергеевич Николаев Single packer pump facility for fluid production from two well formations
RU2621231C2 (en) * 2015-07-24 2017-06-01 Вячеслав Абельевич Терпунов Device for dual exploitation of two layers of wells
RU2645311C1 (en) * 2016-09-06 2018-02-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
CN107939348A (en) * 2018-01-05 2018-04-20 西南石油大学 A kind of multistage reciprocal synergy hoisting system of electromagnetic oil-production
RU2653210C2 (en) * 2017-08-15 2018-05-07 Олег Сергеевич Николаев Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
RU2672364C1 (en) * 2017-12-28 2018-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of stretching the associated gas
RU2689942C1 (en) * 2018-09-13 2019-05-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Valve drive hydrostatic balancing system
RU191707U1 (en) * 2019-03-01 2019-08-19 Андрей Николаевич Каракуша DEVICE FOR SEPARATE OPERATION OF LAYERS
RU191851U1 (en) * 2019-06-10 2019-08-26 Индивидуальный предприниматель Пепеляева Валентина Борисовна INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL
RU2732940C1 (en) * 2019-08-26 2020-09-24 Олег Сергеевич Николаев Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well
CN115992674A (en) * 2021-10-18 2023-04-21 中国石油化工股份有限公司 An offshore oilfield multi-layer real-time layered measurement and control safety production string and its application method

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3719239A (en) * 1971-08-04 1973-03-06 Texaco Inc Up-hole signaling device
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
US6253848B1 (en) * 1995-02-09 2001-07-03 Baker Hughes Incorporated Method of obtaining improved geophysical information about earth formations
RU2186210C2 (en) * 2000-09-29 2002-07-27 Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" Telemetering system using positive pulses of drilling mud pressure for information transmission
RU2313659C1 (en) * 2006-03-27 2007-12-27 Махир Зафар оглы Шарифов Method for simultaneous separate multiple-zone well operation
RU2323336C2 (en) * 2004-10-27 2008-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Underwater wireless communication method and system for underwater borehole, which provides wireless communication (variants)

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3719239A (en) * 1971-08-04 1973-03-06 Texaco Inc Up-hole signaling device
US6253848B1 (en) * 1995-02-09 2001-07-03 Baker Hughes Incorporated Method of obtaining improved geophysical information about earth formations
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
RU2186210C2 (en) * 2000-09-29 2002-07-27 Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" Telemetering system using positive pulses of drilling mud pressure for information transmission
RU2323336C2 (en) * 2004-10-27 2008-04-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Underwater wireless communication method and system for underwater borehole, which provides wireless communication (variants)
RU2313659C1 (en) * 2006-03-27 2007-12-27 Махир Зафар оглы Шарифов Method for simultaneous separate multiple-zone well operation

Cited By (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
WO2013028091A1 (en) * 2011-08-23 2013-02-28 Garipov Oleg Marsovich Downhole pump assembly
RU2506416C1 (en) * 2011-08-23 2014-02-10 Олег Марсович Гарипов Downhole pump unit
RU2488688C1 (en) * 2012-02-17 2013-07-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer cable system for simultaneous and separate investigation and operation of multiple-zone well (versions)
RU2513896C1 (en) * 2012-11-21 2014-04-20 Олег Сергеевич Николаев Method of dual operation of two strata with one well
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2519281C1 (en) * 2013-04-10 2014-06-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)
RU2523590C1 (en) * 2013-06-03 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs
RU2542071C2 (en) * 2013-12-27 2015-02-20 Олег Сергеевич Николаев Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)
RU2546218C1 (en) * 2014-01-29 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation
RU2547190C1 (en) * 2014-04-02 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well fluid regulator
RU2550633C1 (en) * 2014-04-15 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Aggregate for dual bed operation in well
RU2557023C2 (en) * 2014-06-17 2015-07-20 Олег Сергеевич Николаев Control unit and produced fluid flow meter for multipay well (versions)
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2562643C1 (en) * 2014-07-24 2015-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for wet stratum development
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
RU2569390C1 (en) * 2014-11-25 2015-11-27 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2588072C1 (en) * 2015-03-16 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs
RU2584991C1 (en) * 2015-03-17 2016-05-27 Олег Марсович Гарипов Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof
RU2591225C2 (en) * 2015-05-21 2016-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions)
RU2621231C2 (en) * 2015-07-24 2017-06-01 Вячеслав Абельевич Терпунов Device for dual exploitation of two layers of wells
RU2611786C2 (en) * 2016-03-14 2017-03-01 Олег Сергеевич Николаев Single packer pump facility for fluid production from two well formations
RU2645311C1 (en) * 2016-09-06 2018-02-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
RU2653210C2 (en) * 2017-08-15 2018-05-07 Олег Сергеевич Николаев Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
RU2672364C1 (en) * 2017-12-28 2018-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of stretching the associated gas
CN107939348A (en) * 2018-01-05 2018-04-20 西南石油大学 A kind of multistage reciprocal synergy hoisting system of electromagnetic oil-production
RU2689942C1 (en) * 2018-09-13 2019-05-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Valve drive hydrostatic balancing system
RU191707U1 (en) * 2019-03-01 2019-08-19 Андрей Николаевич Каракуша DEVICE FOR SEPARATE OPERATION OF LAYERS
RU191851U1 (en) * 2019-06-10 2019-08-26 Индивидуальный предприниматель Пепеляева Валентина Борисовна INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL
RU2732940C1 (en) * 2019-08-26 2020-09-24 Олег Сергеевич Николаев Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well
CN115992674A (en) * 2021-10-18 2023-04-21 中国石油化工股份有限公司 An offshore oilfield multi-layer real-time layered measurement and control safety production string and its application method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2344274C1 (en) Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU2313659C1 (en) Method for simultaneous separate multiple-zone well operation
CA2665035C (en) A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water
RU2365744C1 (en) Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions)
MX2014000947A (en) System and method for production of reservoir fluids.
CA3016561C (en) Bottom hole assembly for configuring between artificial lift systems
CN105934559A (en) Crossover valve system and method for gas production
RU2394978C1 (en) Procedure for completion and operation of well
WO2015167895A1 (en) Connector and gas-liquid separator for combined electric submersible pumps and beam lift or progressing cavity pumps
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2229586C1 (en) Controller valve
RU2300668C2 (en) Pumping block for well operation (variants)
RU91371U1 (en) DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS
RU2364708C1 (en) Unit borehole rod pumping with double-acting pump
RU2702187C1 (en) Deep-well pumping unit for oil producing (versions)
RU2334866C1 (en) Device for simultaneous-separate operation of multypay well
RU2513896C1 (en) Method of dual operation of two strata with one well
RU95741U1 (en) HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS)
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
RU40647U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF A TWO LAYER WELL
RU2599751C1 (en) Assembly for gravel packing by "from-toe-to-heel" method and by reverse circulation of excess suspension as per john p.broussard and christopher a.hall method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130723