RU2572041C2

RU2572041C2 - Equipment for dual bed operation for oil- and gas-bearing formations in well

Info

Publication number: RU2572041C2
Application number: RU2014116433/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Николаевич Даниленко; Дмитрий Анатольевич Сидоров; Юрий Оттович Платов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг")
Priority date: 2014-04-15
Filing date: 2014-04-15
Publication date: 2015-12-27
Also published as: RU2014116433A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: equipment includes an external flow string with openings and return valve with inner coaxial flow string placed in the above string and connected to a detachable device complete with heating cable fixed at the string outer surface and device for sealed isolation of the formations, which is made as a packer with system cutting off the oil formation. The electric submersible unit is placed in the overpacker zone, in the casing. Lower part of the casing is connected to the shank equipped with the return valve while the shank is connected to the packer by the detachable device. Upper part of the casing is coupled to a cable gland unit, which, in its turn, is connected to the external flow string, to the electric submerged unit and detachable device intended for connection to the inner flow string, at that the above cable gland unit is made with hermetic cable seal of the electric submerged unit.

EFFECT: maintaining collecting properties of the oil formation at replacement of downhole pump equipment, improved efficiency of the equipment.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых газоносный, а нижний нефтяной.The invention relates to the oil industry, in particular to equipment for simultaneous and separate operation of two layers in the well, the upper of which is gas-bearing, and the lower oil.

Известно оборудование для эксплуатации двух пластов по двум колоннам подъемных труб, спущенным в скважину параллельно. Пласты разделяют между собой с помощью пакера. Эксплуатация каждого пласта возможна любым известным способом (см. книгу «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», авторов П.Н. Лаврушко, В.М. Муравьева, изд-во «Недра», М., 1971, стр. 227, патент РФ на полезную модель №114719, Е21В 43/14 от 05.12.2011).Known equipment for the operation of two layers of two columns of lifting pipes, lowered into the well in parallel. The layers are separated by a packer. The operation of each layer is possible by any known method (see the book "Operation of oil and gas wells", authors PN Lavrushko, VM Muravyev, publishing house "Nedra", M., 1971, p. 227, RF patent for utility model No. 114719, ЕВВ 43/14 dated 12/05/2011).

Однако использование данного оборудования сопряжено с большими трудностями, так как требуется увеличенный диаметр эксплуатационной колонны.However, the use of this equipment is associated with great difficulties, since an increased diameter of the production string is required.

Известно оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи. Насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, а верхний насос выполнен штанговым (см. патент РФ №2291953 от 13.05.2005, МПК: Е21В 43/14).Known equipment for simultaneous and separate operation of two layers in the well, including a column of elevator pipes, cable, packer, liner and two separate pumps for pumping formation products, which are enclosed in the upper and lower casings. The pump for pumping the products of the lower layer is made electric submersible, and the upper pump is made rod (see RF patent No. 2291953 from 05/13/2005, IPC: ЕВВ 43/14).

Однако известное оборудование предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов, при этом конструкция оборудования предусматривает перед извлечением глубинного оборудования обязательное осуществление глушения обоих пластов, что может привести к ухудшению их коллекторских свойств.However, the known equipment is intended for simultaneous and separate operation of two oil reservoirs, while the design of the equipment provides for the extraction of both reservoirs before the extraction of deep equipment, which may lead to a deterioration in their reservoir properties.

Наиболее близким по технической сущности, выбранным авторами за прототип, является оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, внутрь которых спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем с возможностью соединения через разъемное устройство с электропогружной установкой, а также устройство для герметичного разъединения пластов, которое выполнено в виде пакера с герметичным кабельным вводом для электропогружной установки, причем электропогружная установка размещена в подпакерном пространстве (см. патент РФ на полезную модель №137332 от 10.09.13, МПК: Е21В 43/14).The closest in technical essence, selected by the authors for the prototype, is equipment for simultaneous and separate operation of the oil and gas reservoirs in the well, including a column of external tubing with holes and a check valve, into which a coaxially arranged string of internal tubing with a a heating cable fixed on its outer surface with the possibility of connection through a plug-in device with an electric submersible installation, as well as a device for pressurized separation of the seams, which is made in the form of a packer with a sealed cable entry for an electric submersible installation, and the electric submersible installation is located in the under-packer space (see RF patent for utility model No. 137332 of 09/10/13, IPC: Е21В 43/14).

Однако в известном устройстве для замены глубинно-насосного оборудования также необходимо осуществлять операцию предварительного глушения нефтяного пласта, что может привести к ухудшению его коллекторских свойств.However, in the known device for replacing the downhole pumping equipment, it is also necessary to carry out the operation of pre-killing the oil reservoir, which may lead to a deterioration in its reservoir properties.

Техническим результатом, достигаемым предлагаемым изобретением, является сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования. Кроме того, по сравнению с прототипом предлагаемая конструкция позволяет за счет изменения длины хвостовика размещать оборудование на оптимальной глубине спуска ЭПУ и экономить дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.The technical result achieved by the invention is to maintain the reservoir properties of the oil reservoir when replacing the downhole pumping equipment. In addition, in comparison with the prototype, the proposed design allows you to place equipment at the optimal depth of the EPU descent due to changing the length of the shank and save expensive armored cable for powering the EPU.

Указанный технический результат достигается предлагаемым оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяного и газоносного пластов в скважине, включающий колонну внешних насосно-компрессорных труб с отверстиями и обратным клапаном, в которые спущена коаксиально расположенная колонна внутренних насосно-компрессорных труб с закрепленным на ее наружной поверхности греющим кабелем, соединенная с разъемным устройством, а также устройство для герметичного разъединения пластов.The specified technical result is achieved by the proposed equipment for simultaneous and separate operation of oil and gas reservoirs in the well, including a column of external tubing with holes and a check valve, into which a coaxially arranged string of internal tubing with a heating cable fixed to its outer surface is lowered connected to a detachable device, as well as a device for the tight separation of the layers.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:

- устройство для герметичного разъединения пластов выполнено в виде пакера с системой отсечения нефтяного пласта;- a device for the tight separation of the layers is made in the form of a packer with a system for cutting off the oil reservoir;

- электропогружная установка расположена в надпакерной зоне и размещена в кожухе;- the electric submersible installation is located in the overpacker zone and is located in the casing;

- нижняя часть кожуха соединена с хвостовиком, снабженным обратным клапаном;- the lower part of the casing is connected to a shank equipped with a check valve;

- хвостовик соединен с пакером с помощью разъемного устройства;- the shank is connected to the packer using a detachable device;

- верхняя часть кожуха соединена с узлом кабельного ввода;- the upper part of the casing is connected to the node cable entry;

- кабельный ввод также соединен:- the cable entry is also connected:

- с внешними насосно-компрессорными трубами;- with external tubing;

- с электропогружной установкой;- with electric submersible installation;

- с разъемным устройством для соединения с внутренними насосно-компрессорными трубами;- with a detachable device for connection to internal tubing;

- узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением кабеля электропогружной установки.- the cable entry unit is made with a tight seal of the cable of the electric submersible installation.

Заявленная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение технического результата, а именно, обеспечивая одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и раздельным ее учетом, за счет расположения ЭПУ в надпакерной зоне обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. Вместе с тем предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.The claimed combination of essential features ensures the achievement of a technical result, namely, providing simultaneous and separate operation of the oil and gas reservoirs in the well in a simple and reliable way with separate lifting of the product to the surface and its separate accounting, due to the location of the EPU in the overpacker zone, the reservoir properties of the oil are preserved formation when replacing the downhole pumping equipment, since the killing is performed only on the upper gas-bearing formation, and the lower oil AST is protected by the packer with the oil reservoir cut-off system. At the same time, the proposed design makes it possible to lower the equipment to the optimum depth by changing the length of the shank and saves an expensive armored cable for powering the electronic control unit.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому предлагаемое изобретение является новым.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the present invention is new.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование, используемое в заявляемом изобретении, позволяют реализовать устройство в полном объеме.The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive level. The invention is industrially applicable, since the equipment manufactured by the industry used in the claimed invention allows to realize the device in full.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется фиг. 1, на которой представлена общая схема оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых - газоносный, а нижний - нефтяной, фиг. 2, на которой представлена схема оборудования, расположенного в призабойной зоне пластов, и фиг. 3, на которой представлен узел кабельного ввода.The essence of the invention is illustrated in FIG. 1, which shows a general diagram of the equipment for simultaneous and separate operation of two layers in a well, the upper of which is gas-bearing and the lower oil, FIG. 2, which shows a diagram of equipment located in the bottomhole formation zone, and FIG. 3, which shows the cable entry assembly.

Оборудование включает в себя внутрискважинное оборудование и устьевое оборудование:The equipment includes downhole equipment and wellhead equipment:

- электропогружную установку (ЭПУ) с расчетной производительностью, включающую погружной электроцентробежный насос (ЭЦН), погружной электродвигатель (ПЭД), термоманометрическую систему (ТМС) для измерения, регистрации и передачи внешним устройствам текущих значений работы погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) с гидрозащитой, диспергатором и системой отвода свободного газа, например струйно-эжекторной системой, размещенной в кожухе над ЭПУ;- an electric submersible installation (EPU) with rated capacity, including a submersible electric centrifugal pump (ESP), a submersible electric motor (SEM), a thermomanometric system (TMS) for measuring, recording and transmitting to external devices the current values of the operation of a submersible electric centrifugal pump (ESP) with hydraulic protection, a dispersant and a system for removing free gas, for example, a jet-ejector system located in a casing above the EPU;

- пакер с системой отсечения нефтяного пласта;- a packer with a system for cutting off the oil reservoir;

двухрядную конструкцию коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб, внутренние из которых служат для подъема продукции из нижнего нефтяного пласта, а внешние - для подъема продукции из верхнего газоносного пласта по кольцевому пространству;two-row construction of coaxially arranged tubing, internal of which are used to lift products from the lower oil reservoir, and external ones to lift products from the upper gas-bearing stratum along the annular space;

- две крестовины с двумя планшайбами для обеспечения подвески двух коаксиально расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ). Диаметр НКТ определяется внутренним диаметром эксплуатационной колонны, инклинометрией и обеспечением необходимого дебита продукции.- two crosses with two faceplates to provide suspension of two coaxially located tubing (tubing). The diameter of the tubing is determined by the inner diameter of the production casing, inclinometry and ensuring the necessary production rate.

Монтаж оборудования осуществляют в соответствии с требованиями нормативной документации и производят следующим образом. На технологической колонне в скважину предварительно спускают пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта 2 и разъемным устройством 3, например инструментом посадочным механическим (РИТМ) на расчетную глубину выше кровли нефтяного пласта 4. Пакер 1 с системой отсечения нефтяного пласта может быть выполнен в виде пакера-отсекателя или полнопроходного пакера с хвостовиком, оборудованным обратным клапаном. После фиксации в скважине пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта технологическую колонну извлекают на поверхность. Далее в скважину спускают кожух 5, нижняя часть которого жестко соединена с хвостовиком 6, снабженным обратным клапаном 7. Хвостовик 6 снабжен ответным узлом (позицией не показано) для соединения с разъемным устройством 3. Обратный клапан 7 обеспечивает циркуляцию жидкости из затрубного пространства 8 через полость кожуха 5 на поверхность. При этом предварительно в кожухе 5 монтируют ЭПУ 9 с кабельным удлинителем 10 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ и с системой 12 отвода свободного газа. ЭПУ 9 соединяют креплением 13 с узлом кабельного ввода 14, а кабельный удлинитель 10 соединяют с бронированным кабелем 11 с помощью разъема 15, например типа BW, размещенного в герметичном уплотнении 16 узла кабельного ввода 14. Узел кабельного ввода 14 также соединяют креплением 17 с верхней частью кожуха 5 и креплением 18 с внешними НКТ 19. Все соединения и крепления узла кабельного ввода выполняют жесткими, например, в виде резьбовых соединений. Затем узел кабельного ввода 14 креплением 20 соединяют с разъемным устройством 21, выполненным, например, в виде пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями» для последующего соединения разъемного устройства 21 с внутренними НКТ 22. Все оборудование на внешних НКТ 19 с закрепленным бронированным кабелем 11, например с помощью хомутов спускают в скважину, обеспечивая соединение нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3 над пакером 1.Installation of equipment is carried out in accordance with the requirements of regulatory documentation and is carried out as follows. On the production string, the packer 1 is preliminarily lowered into the well with an oil cut-off system 2 and a detachable device 3, for example, a mechanical landing tool (RITM) at a calculated depth above the oil formation roof 4. Packer 1 with an oil reservoir cut-off system can be made in the form of a packer- cutter or full bore packer with a shank equipped with a check valve. After fixing the packer 1 with the oil cut-off system in the well, the process column is removed to the surface. Next, a casing 5 is lowered into the well, the lower part of which is rigidly connected to a shank 6 equipped with a check valve 7. The shank 6 is equipped with a counter assembly (not shown) for connection with a detachable device 3. The check valve 7 circulates fluid from the annulus 8 through the cavity casing 5 to the surface. In this case, the EPU 9 is preliminarily mounted in the casing 5 with a cable extension 10 of the armored cable 11 for supplying the EPU and with the free gas removal system 12. EPU 9 is connected by a fastener 13 to a cable entry assembly 14, and a cable extension 10 is connected to an armored cable 11 using a connector 15, for example of type BW, housed in an airtight seal 16 of a cable entry assembly 14. Cable entry assembly 14 is also connected by a fastener 17 to the upper part the casing 5 and the mount 18 with external tubing 19. All connections and fastenings of the cable entry unit are rigid, for example, in the form of threaded connections. Then, the cable entry assembly 14 with the fastener 20 is connected to the detachable device 21, made, for example, in the form of a “cylinder-plunger with additional seals” pair for subsequent connection of the detachable device 21 with the internal tubing 22. All equipment on the external tubing 19 with a fixed armored cable 11 , for example, with the help of clamps, they are lowered into the well, providing the connection of the lower part of the casing 5 through the shank 6 with the detachable device 3 above the packer 1.

Целесообразно осуществлять установку пакера 1 максимально близко к кровле нефтяного пласта 4 для обеспечения минимального перепада давления между надпакерной и подпакерной зонами при приведении пакера в транспортное положение для его извлечения, например, при проведении геофизических работ, обработок призабойной зоны по нефтяному пласту 4 и других работ. Вместе с тем, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24. Отверстия 23 предназначены для проведения технологических операций, например освоения газоносного пласта, его глушения, а также удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата и других мероприятий. Месторасположение отверстий определяют расчетным путем в каждом конкретном случае. Колонну внешних НКТ 19 также оборудуют обратным клапаном 25, расположенным выше кровли верхнего газоносного пласта 24, который предназначен для отбора продукции газоносного пласта. В зависимости от глубины залегания пласта может быть установлен один или несколько обратных клапанов 25. Вместо обратных клапанов 25 могут быть использованы, например, газлифтные клапаны, пусковые муфты и другие аналогичные устройства. Возможно иное расположение отверстий 23 и обратного клапана 24 во внешних НКТ 19 относительно газоносного пласта 24, при этом отверстия 23 также могут быть использованы для отбора продукции газоносного пласта. Следует также отметить, что для проведения технологических операций, например удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата, может быть использован обратный клапан 7 в хвостовике 6. Внешние НКТ 19 соединяют с планшайбой 26 крестовины 27, оборудованной кабельным вводом для электропогружной установки, например вертикальным, и герметизируют затрубное надпакерное пространство 8.It is advisable to install the packer 1 as close to the roof of the oil reservoir 4 as possible to ensure a minimum pressure drop between the above-packer and sub-packer zones when the packer is brought into transport position to remove it, for example, during geophysical work, bottomhole zone treatments in the oil reservoir 4 and other works. At the same time, the proposed design provides the possibility of lowering the equipment to the optimum depth by changing the length of the shank and saves expensive armored cable for powering the electronic control unit. The estimated depth of descent of the packer 1 provides the location of the holes 23 in the external tubing 19 below the sole of the upper gas-bearing formation 24. The holes 23 are intended for technological operations, for example, for developing the gas-bearing formation, killing it, as well as for removing condensate accumulated during well operation and other activities. The location of the holes is determined by calculation in each case. The column of external tubing 19 is also equipped with a check valve 25 located above the roof of the upper gas-bearing formation 24, which is designed to select the products of the gas-bearing formation. Depending on the depth of the formation, one or more check valves 25 can be installed. Instead of check valves 25, for example, gas lift valves, starter couplings and other similar devices can be used. Perhaps a different arrangement of the holes 23 and the check valve 24 in the external tubing 19 relative to the gas-bearing formation 24, while the holes 23 can also be used to select the production of the gas-bearing formation. It should also be noted that for technological operations, for example, removal of condensate accumulated during well operation, a check valve 7 in the liner 6 can be used. External tubing 19 is connected to the faceplate 26 of the spider 27 equipped with a cable entry for an electric submersible installation, for example, vertical, and seal annular nadpakerny space 8.

Далее на планшайбу 26 крестовины 27 устанавливают крестовину 28 и спускают во внешние НКТ 19 совместно с греющим кабелем 29 коаксиально расположенные внутренние НКТ 22, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, с помощью хомутов. Далее с помощью подгоночных патрубков подбирают длину внутренних НКТ 22 и закрывают планшайбу 31 крестовины 28, оборудованную вертикальным кабельным вводом для греющего кабеля (позицией на схеме не показано). Греющий кабель 29 предназначен для предотвращения асфальсмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22 и ликвидации возможных гидратных отложений в кольцевом пространстве 30. Греющий кабель спускают до уровня отверстий 23 в НКТ 19. Устьевое оборудование соединяют соответственно с выкидной линией 32 для обеспечения сбора продукции нефтяного пласта 4 и газовым шлейфом 33 для сбора продукции верхнего газоносного пласта 24. Выкидная линия 32 и шлейф 33 соединены между собой перемычкой 34. Все линии и устьевое оборудование снабжены соответствующей запорной арматурой. Обвязка устья позволяет производить раздельный учет добываемой продукции: по выкидной линии отбирается жидкость из нижнего нефтяного пласта и поступает на замерное устройство 35, а по газовому шлейфу 33 поступает продукция из верхнего газоносного пласта и замеряется замерным устройством 36. Выкидная линия 32 и шлейф 33 оборудованы пробоотборными устройствами (на схеме не показаны). Газовый шлейф соединен метанольной линией 37 с дозирующим устройством (на схеме не показано). Обвязка устьевого оборудования позволяет подавать метанол для ликвидации гидратных отложений как в шлейф 33, так и в кольцевое пространство 30 и в затрубное пространство 8.Next, the crosspiece 28 is mounted on the faceplate 26 of the crosspiece 27 and lowered into the external tubing 19 together with the heating cable 29, coaxially located inner tubing 22 forming an annular space 30. The inner tubing 22 is connected to the ECU 9 using a detachable device 21, for example, a cylinder-plunger pair with additional seals. " The heating cable is fixed on the outer surface of the internal tubing 22, for example, using clamps. Next, using the fitting pipes, the length of the internal tubing 22 is selected and the faceplate 31 of the spider 28, equipped with a vertical cable entry for the heating cable, is closed (position not shown in the diagram). The heating cable 29 is designed to prevent asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) on the inner surface of the tubing 22 and eliminate possible hydrated deposits in the annular space 30. The heating cable is lowered to the level of the openings 23 in the tubing 19. The wellhead is connected respectively to the flow line 32 to ensure collection of oil products formation 4 and a gas loop 33 for collecting products of the upper gas-bearing formation 24. The flow line 32 and the cable 33 are interconnected by a jumper 34. All lines and wellhead equipment are equipped appropriate valves. Harnessing the mouth allows for separate accounting of produced products: liquid is taken from the lower oil reservoir along the flow line and fed to the metering device 35, and gas from the upper gas-bearing reservoir is fed through the gas line 33 and measured by the metering device 36. The flow line 32 and cable 33 are equipped with sampling devices (not shown in the diagram). The gas loop is connected by methanol line 37 to a metering device (not shown in the diagram). The strapping of the wellhead equipment allows the supply of methanol to eliminate hydrated deposits both in the loop 33, and in the annular space 30 and in the annulus 8.

Предлагаемое изобретение может быть использовано для эксплуатации нефтяного и газоносного объектов Южно-Шапкинкого нефтегазового месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе. Нижняя залежь месторождения характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь как чисто газовая.The present invention can be used for the operation of the oil and gas-bearing facilities of the South Shapkinsky oil and gas field located in the Nenets Autonomous Okrug. The lower deposit of the field is characterized as purely oil, the upper deposit as purely gas.

После предварительного спуска на технологической колонне пакера 1 с системой отсечения нефтяного пласта и разъемным устройством 3 и фиксации его выше кровли нефтяного пласта 4 на 50-70 м в скважину спускают на внешних НКТ 19 диаметром 114 мм электропогружную установку 9 в кожухе 5. Внешние НКТ 19 жестко соединены с узлом кабельного ввода 14, который в свою очередь жестко соединен с верхней частью кожуха 5, ЭПУ 9 и разъемным устройством 21 для соединения с внутренними НКТ 22. Узел кабельного ввода выполнен с герметичным уплотнением 16 для разъема 15 бронированного кабеля 11 для питания ЭПУ 9, при этом кабель 11 крепят к наружной поверхности внешних НКТ 19, например, хомутами. Оборудование спускают до соединения нижней части кожуха 5 через хвостовик 6 с разъемным устройством 3. Расчетная глубина спуска пакера 1 обеспечивает расположение отверстий 23 во внешних НКТ 19 ниже подошвы верхнего газоносного пласта 24, а расположение обратного клапана 25 выше газоносного пласта примерно на расстоянии 50-100 м. Далее во внешние НКТ 19 спускают коаксиально расположенные внутренние НКТ 22 диаметром 73 мм совместно с греющим кабелем 29, образующие кольцевое пространство 30. Внутренние НКТ 22 соединяют с ЭПУ 9 с помощью разъемного устройства 21, например пары «цилиндр-плунжер с дополнительными уплотнениями». Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 22, например, хомутами. В качестве греющего кабеля может быть использован, например, кабель АСЛН1. Для контроля работы ЭПУ может быть использована термоманометрическая система, например ТМС-Новомет, регистрирующая показатели работы ЭПУ.After the preliminary descent on the packer technological column 1 with an oil reservoir cut-off system and a detachable device 3 and fixing it above the roof of the oil reservoir 4 by 50-70 m, the electric submersible installation 9 in the casing 5 with a diameter of 114 mm is lowered into the well on external tubing 19 with a diameter of 114 mm 5. External tubing 19 are rigidly connected to the cable entry assembly 14, which in turn is rigidly connected to the upper part of the casing 5, EPU 9 and a detachable device 21 for connecting to the internal tubing 22. The cable entry assembly is made with a tight seal 16 for the armor connector 15 ovannogo cable 11 for feeding EPA 9, the cable 11 is secured to the outer surface of outer tubing 19, such as clips. The equipment is lowered to connect the lower part of the casing 5 through the shank 6 with a detachable device 3. The calculated depth of descent of the packer 1 provides the location of the holes 23 in the external tubing 19 below the bottom of the upper gas reservoir 24, and the location of the check valve 25 above the gas reservoir approximately 50-100 m. Next, coaxially located internal tubing 22 with a diameter of 73 mm and a heating cable 29 are formed into external tubing 19 together with a heating cable 29, forming an annular space 30. The internal tubing 22 is connected to the EPU 9 using a detachable device 21, for example, cylinder-plunger pairs with additional seals. The heating cable is fixed on the outer surface of the internal tubing 22, for example, with clamps. As a heating cable, for example, ASLN1 cable can be used. To control the operation of the electronic control unit, a thermomanometric system can be used, for example, TMS-Novomet, which records the performance of the electronic control unit.

Освоение пластов скважины: Well formation development:

I. Газовый пласт.I. Gas reservoir.

1. В кольцевое пространство 30 коаксиально расположенных НКТ 19 (диаметром 114 мм) и НКТ 22 (диаметром 73 мм) подают легкую нефть с центральной перекачивающей станции (ЦПС) Южно-Шапкинского месторождения, имеющую плотность при 20°С в диапазоне 836-847 г/см³, с выходом в затрубное пространство 8 через отверстия 23 в НКТ 19, расположенные ниже подошвы газоносного пласта 24 для вытеснения жидкости глушения через затрубную задвижку крестовины 27 в дренажную емкость или выкидную линию 32. Замена жидкости глушения на легкую нефть создаст депрессию на кровле пласта (при глубине 1500 м и Рпл=16,0 МПа) 3,5 МПа. Возможен вариант применения вместо легкой нефти пенных систем, имеющих гораздо меньшую плотность.1. Light oil is fed into the annular space 30 of coaxially located tubing 19 (114 mm in diameter) and 22 tubing (73 mm in diameter) from the central pumping station of the Yuzhno-Shapkinskoye field, having a density at 20 ° C in the range of 836-847 g / cm ³ , with access to the annular space 8 through openings 23 in the tubing 19, located below the sole of the gas-bearing formation 24 for displacing the kill fluid through the annular valve of the spider 27 into the drainage tank or flow line 32. Replacing the kill fluid with light oil will create depression on the roof place ta (at a depth of 1500 m and Rpl = 16.0 MPa) 3.5 MPa. It is possible to use foam systems having a much lower density instead of light oil.

2. В случае недостаточности депрессии для запуска газового пласта в работу используют обратный клапан 25. В этом случае в затрубное пространство 8 подают инертный газ, например азот от компрессора с азотной приставкой, или попутно добываемый газ по дополнительной газовой линии (на схеме не указана) с давлением, обеспечивающим оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве 8 и поступление ее в кольцевое пространство 30. При этом за счет энергии расширения газа нефть или пенная система из кольцевого пространства отводится через перемычку 34 в выкидную линию 32 для исключения выхода из строя замерного устройства 36. Это позволит увеличить депрессию на газовый пласт и запустить его в работу. 2. In the case of insufficient depression, in order to start the gas formation, a non-return valve 25 is used. In this case, an inert gas, for example nitrogen from a compressor with a nitrogen attachment, or incidentally produced gas via an additional gas line (not shown) is supplied to the annulus 8. with a pressure that ensures the displacement of the liquid level in the annulus 8 and its entry into the annular space 30. In this case, due to the energy of expansion of the gas, the oil or foam system is removed from the annular space through a jumper 34 to the flow line 32 to prevent failure of the metering device 36. This will increase the depression on the gas reservoir and put it into operation.

II. Нефтяной пласт.II. Oil reservoir.

Освоение нефтяного пласта производят по классической схеме с помощью ЭПУ с последующим выводом на режим.The development of the oil reservoir is carried out according to the classical scheme with the help of EPU with the subsequent conclusion to the regime.

После снижения давления в затрубном и кольцевом пространствах газовый пласт отрабатывают в выкидную линию 32 совместно с нижним нефтяным пластом. При этом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 8. После того как пласт заработает газом, поток переводят на газовый шлейф 33. Нефть из пласта 4 отбирают с помощью ЭПУ 9 и подают по выкидной линии 32. Учет продукции ведут с помощью замерных устройств 35 и 36. Обводненность продукции контролируют по отобранным пробам или с помощью поточных влагомеров. After reducing the pressure in the annular and annular spaces, the gas reservoir is worked out in the flow line 32 together with the lower oil reservoir. At the same time, the decrease in the liquid level in the annulus 8 is controlled. After the formation has started to work with gas, the flow is transferred to the gas loop 33. Oil from the formation 4 is taken using EPU 9 and fed through the flow line 32. Products are recorded using metering devices 35 and 36. The water content of the products is controlled by the selected samples or by using in-line moisture meters.

Осложнения и мероприятия по предупреждению осложненийComplications and measures to prevent complications

Основным осложнением является возможность гидратообразования в затрубном, кольцевом пространствах и по линии газового шлейфа. Процесс образования гидратов в первую очередь зависит от физико-химических характеристик газа и его компонентного состава. Вероятность гидратообразования увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Для предупреждения и борьбы с возможным гидратообразованием предусмотрена возможность подачи метанола через метанольную линию 37 в затрубное, кольцевое пространства и в газовый шлейф, а также предусмотрена установка в кольцевом пространстве греющего кабеля 29, работа которого гарантированно обеспечит циркуляцию продукции в кольцевом и затрубном пространствах. Восходящий поток нефти по внутренним НКТ 22 так же обеспечит свой температурный фон по длине лифта. Работа греющего кабеля в зависимости от осложнений может быть осуществлена как в периодическом, так и постоянном режиме.The main complication is the possibility of hydrate formation in the annular, annular spaces and along the gas plume line. The process of hydrate formation primarily depends on the physicochemical characteristics of the gas and its component composition. The likelihood of hydrate formation increases with increasing pressure and lowering temperature. To prevent and combat possible hydrate formation, it is possible to supply methanol through the methanol line 37 to the annular, annular spaces and into the gas loop, as well as the installation of a heating cable 29 in the annular space, the operation of which is guaranteed to ensure the circulation of products in the annular and annular spaces. The upward flow of oil through the internal tubing 22 will also provide its temperature background along the length of the elevator. The work of the heating cable, depending on the complications, can be carried out both in periodic and continuous mode.

Другим осложнением являются асфальсмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 22. Нефть Южно-Шапкинского месторождения легкая с плотностью 845 кг/м³, парафинистая - до 5,72%, смолистая - до 4%. Содержание асфальтенов до 0,7%. Поэтому основным мероприятием по предотвращению АСПО является установка греющего кабеля и механическая очистка внутренних стенок НКТ 22.Another complication is asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO) on the inner surface of tubing 22. Oil from the Yuzhno-Shapkinskoye field is light with a density of 845 kg / m ³ , paraffin - up to 5.72%, resinous - up to 4%. Asphaltene content up to 0.7%. Therefore, the main measure to prevent AFS is the installation of a heating cable and the mechanical cleaning of the inner walls of tubing 22.

Еще одним осложнением является скопление жидкости на забое газоносного пласта. Основным мероприятием по предотвращению данного осложнения является «продувка» через отверстия 23 и клапан 7, например, инертным газом или газом соседней скважины.Another complication is the accumulation of fluid at the bottom of the gas reservoir. The main measure to prevent this complication is to “purge” through openings 23 and valve 7, for example, with an inert gas or gas from a neighboring well.

Для замены глубинно-насосного оборудования осуществляют глушение только газоносного пласта, а нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта. По кольцевому пространству 30 через отверстия 23 в затрубное пространство 8 закачивают жидкость глушения с плотностью, обеспечивающей глушение верхнего газоносного пласта. Для обеспечения отсечения нижнего нефтяного пласта обеспечивается циркуляция жидкости глушения по направлению из затрубного пространства 8 в хвостовик 6 через клапан 7. Тем самым производится замещение пластовой жидкости нижнего пласта на жидкость глушения в НКТ 22, кожухе 5 и хвостовике 6, при этом создается противодавление на клапан 2, обеспечивая его закрытие. После выравнивания и поочередного стравливания избыточного давления в НКТ 22, кольцевом пространстве 30 и затрубном пространстве 8 отсоединяют внутренние НКТ 22 с помощью разъемного устройства 21 и поднимают НКТ 22 вместе с греющим кабелем 29. Затем отсоединяют хвостовик 6 с помощью разъемного устройства 3 и поднимают компоновку вместе с ЭПУ 9 на внешних НКТ 19 на поверхность. При этом в скважине остается пакер 1 с ответным узлом разъемного устройства 3 и закрытым клапаном 2. Монтаж извлеченной компоновки с новой ЭПУ производится в обратной последовательности с соединением с разъемным устройством 3.To replace the downhole pumping equipment, only the gas-bearing formation is suppressed, and the oil formation is protected by a packer with an oil formation cut-off system. In the annular space 30 through the openings 23 into the annular space 8 is pumped killing fluid with a density that ensures the killing of the upper gas-bearing formation. To ensure that the lower oil reservoir is cut off, killing fluid is circulated in the direction from the annular space 8 to the liner 6 through valve 7. Thereby, the formation fluid of the lower reservoir is replaced with the kill fluid in the tubing 22, casing 5 and liner 6, and a backpressure is created on the valve 2, ensuring its closure. After aligning and bleeding off the overpressure in the tubing 22, the annular space 30 and the annular space 8, the internal tubing 22 is disconnected using the plug-in device 21 and the tubing 22 is lifted together with the heating cable 29. Then, the shank 6 is disconnected using the plug-in device 3 and the assembly is lifted together with EPU 9 on external tubing 19 to the surface. At the same time, the packer 1 remains in the well with the reciprocal node of the plug-in device 3 and the closed valve 2. Installation of the extracted assembly with the new control unit is performed in the reverse order with connection to the plug-in device 3.

Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газоносного пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и обеспечением раздельного учета добываемой продукции по обоим эксплуатационным пластам, при этом обеспечивается сохранение коллекторских свойств нефтяного пласта при замене глубинно-насосного оборудования, так как при смене глубинно-насосного оборудования глушение выполняется только по верхнему газоносному пласту, а нижний нефтяной пласт защищен пакером с системой отсечения нефтяного пласта.Thus, the proposed device provides simultaneous and separate operation of oil and gas reservoirs in the well in a simple and reliable way with separate lifting of products to the surface and providing separate accounting of produced products for both production reservoirs, while ensuring the reservoir properties of the oil reservoir while replacing the deep-well pump equipment, since when changing the downhole pumping equipment, jamming is performed only along the upper gas-bearing formation, and the lower nave Jana formation packer is being protected from oil reservoir cut-off system.

Кроме того, предлагаемая конструкция обеспечивает возможность спуска оборудования на оптимальную глубину за счет изменения длины хвостовика и экономит дорогостоящий бронированный кабель для питания ЭПУ.In addition, the proposed design provides the possibility of lowering the equipment to the optimum depth by changing the length of the shank and saves expensive armored cable for powering the electronic control unit.

Claims

Equipment for simultaneous and separate operation of the oil and gas reservoirs in the well, including a column of external tubing with holes and a check valve, into which a coaxially arranged string of internal tubing with a heating cable fixed to its outer surface and connected to a detachable device is lowered as well as a device for a tight separation of layers, characterized in that the device for a tight separation of layers is made in the form of a packer with system of cutting off the oil reservoir, the electric submersible installation is located in the over-packer zone and is located in the casing, the lower part of the casing connected to the shank provided with a check valve, and the shank connected to the packer using a detachable device, while the upper part of the casing connected to the cable entry unit, which in turn, connected to external tubing, with an electric submersible installation and with a detachable device for connecting to internal tubing, while the cable assembly The input was made with a hermetic seal of the cable of the electric submersible installation.