RU2482267C2 - Well yield control system - Google Patents
Well yield control system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482267C2 RU2482267C2 RU2011134099/03A RU2011134099A RU2482267C2 RU 2482267 C2 RU2482267 C2 RU 2482267C2 RU 2011134099/03 A RU2011134099/03 A RU 2011134099/03A RU 2011134099 A RU2011134099 A RU 2011134099A RU 2482267 C2 RU2482267 C2 RU 2482267C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channels
- separate
- well
- fluid
- control
- Prior art date
Links
Landscapes
- Flow Control (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системам регулирования дебита скважины, и может быть использовано для одновременно-раздельной эксплуатации, по меньшей мере, двух пластов одной скважиной.The invention relates to the oil industry, in particular to systems for controlling the flow rate of a well, and can be used for simultaneous and separate operation of at least two formations of one well.
Известна система регулирования дебита скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков из разных пластов в соответствующие им концентричные каналы, а также клапаны, выполненные с возможностью управления потоком в каждом из каналов. Клапаны размещены в кожухе ствола скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения потоков через концентричные каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков из всех каналов в колонне насосно-компрессорных труб. Каждый канал связан с клапаном, имеющим привод. В центральном канале непосредственно над клапаном установлена пробка, блокирующая перемещение потока непосредственно из центрального канала в колонну насосно-компрессорных труб скважины. Система может дополнительно содержать, по меньшей мере, один контроллер с датчиком для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого продукта, функционально связанные между собой, с возможностью автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Измеряемый параметр может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, pH, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление. Система обеспечивает эффективное селективное регулирование дебита из большого числа пластов до смешивания внутри скважины посредством клапанов, установленных внутри скважины, без существенного усложнения и увеличения наземной и подземной компоновок (Патент RU №2320850 С2. Интеллектуальная внутрискважинная клапанная система управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов. - МПК E21B 34/06, E21B 43/14. - Опубл. 27.03.2008). Данная система принята за прототип.A known system for controlling the flow rate of a well, comprising several tubular elements located one in the other with the formation of at least one central channel and at least two annular channels with the possibility of directing flows from different layers into their corresponding concentric channels, as well as valves made with the ability to control the flow in each of the channels. The valves are located in the casing of the wellbore with the possibility of separate movement of flows through concentric channels and further selective mixing of flows from all channels in the tubing string. Each channel is associated with an actuated valve. A plug is installed in the central channel directly above the valve, blocking the movement of flow directly from the central channel to the string of tubing of the well. The system may further comprise at least one controller with a sensor for measuring at least one parameter of the produced product, functionally interconnected, with the ability to automatically control at least one valve in accordance with information received from the sensor. The measured parameter can be selected from the group including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solids content, tendency to form a solid precipitate, and resistivity. The system provides effective selective control of the flow rate from a large number of formations prior to mixing inside the well by means of valves installed inside the well, without significantly complicating and increasing the surface and underground layouts (Patent RU No. 2320850 C2. Intelligent downhole valve control system for extracting fluids from several intervals of the well and method control of such fluid recovery. - IPC E21B 34/06, E21B 43/14. - Publ. March 27, 2008). This system is adopted as a prototype.
Недостатком известной системы регулирования дебита скважины, принятой за прототип, является сложность конструкции, снижающей эффективность управления одновременно-раздельной эксплуатацией скважины.A disadvantage of the known system for controlling the flow rate of the well, adopted as a prototype, is the complexity of the design, which reduces the effectiveness of the management of simultaneous and separate operation of the well.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возможности в режиме реального времени менять режим эксплуатации каждого пласта в скважине и отслеживать фактические изменения параметров флюида скважинного продукта, включающий давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление.The main task to be solved by the claimed invention is aimed at providing the possibility in real time to change the operating mode of each formation in the well and to monitor the actual changes in the fluid parameters of the well product, including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solids content, tendency to form a solid precipitate and resistivity.
Техническим результатом является повышение эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины при надежном и оптимальном регулировании фазового состава флюида в режиме реального времени.The technical result is to increase the efficiency of simultaneous and separate well operation with reliable and optimal regulation of the phase composition of the fluid in real time.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной системе регулирования дебита скважины, содержащей несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом с образованием центрального и кольцевых каналов направления потоков флюидов из разных пластов в разные каналы трубчатых элементов, последние закреплены в обсадной трубе скважины посредством пакеров, при этом каналы снабжены клапанами управления потоком флюида из каждого канала, имеющими отдельные приводы, соединенные с линией управления, обеспечивающими раздельное перемещение потоков флюидов из разных пластов через разные каналы с помощью, по меньшей мере, одного процессора и, по меньшей мере, одного датчика измерения параметра пластового флюида, функционально связанного с процессором автоматического управления, по меньшей мере, одним клапаном в соответствии с информацией, полученной от, по меньшей мере, одного датчика, и дальнейшее избирательное смешивание потоков флюидов из всех каналов согласно предложенному техническому решению, трубчатые элементы центрального и кольцевых каналов закреплены в обсадной трубе верхним пакером и входами соединены с муфтой направления раздельных потоков по разным каналам из разных пластов, для чего муфта центральным каналом соединена посредством хвостовика с заборщиком продукта из нижнего пласта скважины, закрепленным в обсадной трубе нижним пакером, на выходе трубчатые элементы центрального и кольцевых каналов выполнены с раструбом и герметично сопряжены с блоком раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов посредством стыковочного узла с адекватными входными каналами, в корпусе блока раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов установлены регулируемые клапаны с электроприводами, размещенные в обособленных каналах, сообщающихся с центральным и кольцевыми каналами трубчатых элементов через запорные седла регулируемых клапанов и каналы муфты перекрестного течения и стыковочного узла, при этом в стенке каждого обособленного канала выполнены окна для сообщения их с полостью обсадной трубы для дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов, а процессор автоматического управления регулируемыми клапанами размещен в блоке раздельной подачи и учета, последний, в свою очередь, соединен патрубком с электроприводом погружного центробежного насоса, в котором помещен кабель связи для управления процессором от кабеля электропитания и управления, связывающей электропривод насоса с пунктом электропитания и управления скважины;The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known system for controlling the flow rate of a well containing several tubular elements located one in another with the formation of a central and annular channel for directing fluid flows from different reservoirs into different channels of the tubular elements, the latter are fixed in the casing of the well by means of packers, the channels are provided with fluid flow control valves from each channel, having separate actuators connected to the control line, providing a section the movement of fluid flows from different reservoirs through different channels using at least one processor and at least one formation fluid parameter measurement sensor operatively associated with the automatic control processor of at least one valve in accordance with the information obtained from at least one sensor, and further selective mixing of fluid flows from all channels according to the proposed technical solution, the tubular elements of the central and annular channels are closed the foams in the casing by the upper packer and the inlets are connected to the separate flow directional coupling through different channels from different layers, for which the coupling is connected via a liner to the product intake from the lower wellbore, secured in the casing by the lower packer, and the tubular elements of the central and annular channels are made with a bell and hermetically coupled to a separate unit for supplying and recording fluid in each of the channels by means of a docking unit with adequate input channels into the housing In the separate fluid supply and metering unit, in each of the channels, adjustable valves with electric actuators are installed, located in separate channels communicating with the central and annular channels of tubular elements through the locking seats of the adjustable valves and the channels of the cross-flow coupling and the docking unit, while in the wall of each separate channels are made for communicating with the casing cavity for further selective mixing of fluid flows from all channels, and the automatic control processor tions adjustable valves arranged in a block separate supply and metering, the latter in turn is connected to a branch pipe with electric submersible centrifugal pump, wherein the communication cable is placed to control the processor of the control and power supply cable connecting the electric pump power point and control wells;
она дополнительно содержит блок телеметрии, размещенный в патрубке между электроприводом насоса и блоком раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов, соединенный с кабелем электропитания и управления скважины и кабелем связи с процессором автоматического управления регулируемыми клапанами;it additionally contains a telemetry unit located in the pipe between the pump electric drive and the separate fluid supply and metering unit in each of the channels, connected to the power supply and control cable of the well and the communication cable to the processor for automatic control of adjustable valves;
в качестве регулируемых клапанов в обособленных каналах блока раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов установлены золотниковые затворы с электроприводами.as adjustable valves in the separate channels of the unit for separate supply and metering of fluid in each channel, slide valves with electric actuators are installed.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной системы регулирования дебита скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed system for controlling the flow rate of a well. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
На приведенной фигуре представлена компоновка системы регулирования дебита скважины, состоящей из двух пластов.The figure shows the layout of the system for regulating the flow rate of a well, consisting of two layers.
В нижней части обсадной трубы 1 скважины расположены два разных продуктивных пласта А и В, которые снабжены фильтрами 2 и 3 и разобщены пакерами 4 и 5. Внутри обсадной трубы 1 размещена система регулирования дебита скважины, содержащая трубчатые элементы 6 и 7, расположенные один в другом с образованием центрального канала 8 и кольцевого канала 9, закрепленные в обсадной трубе 1 посредством верхнего пакера 5. Входы центрального канала 8 и кольцевого канала 9 трубчатых элементов 6 и 7 соединены с центральным каналом 10 и кольцевым каналом 11 муфты 12 для направления раздельных потоков флюидов из пластов А и В в сообщающие каналы 8 и 9 трубчатых элементов 6 и 7. Муфта 12 расположена в обсадной трубе 1 выше уровня верхнего пласта В скважины и соединена хвостовиком 13 с заборщиком 14 флюида из нижнего пласта А скважины, закрепленным в нижнем пакере 4, сообщающимся через полость хвостовика 13 с центральным каналом 10 муфты 12. Для регулирования дебитом скважины, в обсадной трубе 1 установлен блок 15 раздельной подачи и учета пластового флюида в каждом из каналов, который герметично сопряжен с раструбами трубчатых элементов 6 и 7 посредством стыковочного узла 16, выполненного с адекватными входными элементами с уплотнениями. В корпусе 17 блока 15 раздельной подачи и учета пластового флюида установлены датчики 18 и 19 измерения параметра пластового флюида и золотниковые затворы 20 и 21 с электроприводами 22 и 23 соответственно, которые размещены в обособленных каналах 24 и 25, сообщающихся с центральным и кольцевыми каналами 8 и 9 через запорные седла 26 и 27, каналы муфты 28 перекрестного течения флюидов и стыковочного узла 16. Для каждого золотникового затвора 20 и 21 в стенке каждого обособленного канала 24 и 25 выполнены окна 29 и 30 для сообщения каждого обособленного канала 24 и 25 с полостью 31 в обсадной трубе 1 для дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из пластов А и В. В обсадной трубе 1 размещен погружной центробежный насос 32 с электроприводом 33, который соединен с колонной насосно-компрессорных труб 34. Электроприводы 22 и 23 золотниковых затворов 20 и 21 соединены с процессором 35 управления электроприводами 22 и 23 золотниковых затворов 20 и 21, размещенным в блоке 15 раздельной подачи и учета флюида, последний, в свою очередь, соединен патрубком 36 с электроприводом 33 погружного центробежного насоса 32, в котором помещен блок телеметрии 37, соединенный с процессором 35 управления электроприводами 22 и 23 золотниковых затворов 20 и 21 посредством кабеля связи 38, соединенной с кабелем 39 электропитания и управления, последней электропривод 33 погружного центробежного насоса 32 соединен с пунктом электропитания и управления системы регулирования дебита скважины, расположенным на поверхности земли.In the lower part of the casing 1 of the well there are two different productive formations A and B, which are equipped with filters 2 and 3 and separated by packers 4 and 5. Inside the casing 1 there is a system for controlling the flow rate of the well, containing tubular elements 6 and 7, located one in another with the formation of the Central channel 8 and the annular channel 9, fixed in the casing 1 by means of the upper packer 5. The inputs of the Central channel 8 and the annular channel 9 of the tubular elements 6 and 7 are connected to the Central channel 10 and the annular channel 11 of the sleeve 12 I direct the separate fluid flows from formations A and B into the communicating channels 8 and 9 of the tubular elements 6 and 7. The sleeve 12 is located in the casing 1 above the level of the upper formation B of the well and is connected by a liner 13 to the intake 14 of the fluid from the lower formation A of the well fixed in the lower packer 4, communicating through the cavity of the liner 13 with the central channel 10 of the sleeve 12. To control the flow rate of the well, in the casing 1 there is a block 15 for separate supply and metering of formation fluid in each channel, which is hermetically connected to the sockets tubular elements 6 and 7 by means of a docking unit 16, made with adequate input elements with seals. Sensors 18 and 19 for measuring the parameter of the reservoir fluid and slide valves 20 and 21 with electric actuators 22 and 23, respectively, which are located in separate channels 24 and 25, communicating with the central and annular channels 8 and are installed in the housing 17 of the block 15 for separate supply and metering of formation fluid 9 through the locking seats 26 and 27, the channels of the coupling 28 of the cross fluid flow and the docking unit 16. For each slide valve 20 and 21 in the wall of each separate channel 24 and 25, windows 29 and 30 are made for communication of each separate channel 24 and 25 with a cavity 31 in the casing 1 for further selective mixing of fluid flows from formations A and B. In the casing 1 there is a submersible centrifugal pump 32 with an electric drive 33, which is connected to the tubing string 34. The actuators 22 and 23 of the slide valves 20 and 21 are connected to the processor 35 for controlling the electric actuators 22 and 23 of the slide valves 20 and 21 located in the block 15 for separate supply and metering of fluid, the latter, in turn, is connected by a pipe 36 to an electric drive 33 of a submersible centrifugal pump 32, in the telemetry unit 37 is connected by a otor, connected to the control processor 35 of the electric actuators 22 and 23 of the slide valves 20 and 21 via a communication cable 38 connected to the power and control cable 39, and the last electric drive 33 of the submersible centrifugal pump 32 is connected to the power and control point of the well flow control system located on the surface of the earth.
Система регулирования дебита скважины с двумя пластами работает следующим образом.The system for controlling the flow rate of a well with two layers works as follows.
При такой конструкции система регулирования дебита скважины устанавливается в обсадную трубу 1 скважины в два приема. Сначала устанавливается пакерная система, состоящая из трубчатых элементов 6 и 7, расположенных один в другом с образованием центрального канала 8 и кольцевого канала 9, закрепленных в верхнем механическом пакере 5, соединенных с муфтой 12, последняя соединена с хвостовиком 13 и заборщиком 14 продукта из нижнего пласта А скважины, закрепленным в нижнем механическом пакере 2, которая устанавливается в обсадную трубу 1 за один спуск колонны. После монтажа пакерной системы производят сборку и спуск компоновки, состоящей из блока 15 раздельной подачи и учета, соединенного патрубком 36 с электроприводом 33 и погружным центробежным насосом 32, соединенных с кабелем электропитания и управления 39. В патрубке 36 помещен блок телеметрии 37, соединенный с процессором 35 управления золотниковыми затворами 20 и 21, размещенными в блоке 15 раздельной подачи и учета пластовых флюидов кабелем связи 38, которые, в свою очередь, соединены с кабелем электропитания и управления 39. Спуск компоновки производится вместе с кабелем электропитания и управления 39 в обсадную трубу 1 завершается ее монтажом и герметичной посадкой в раструбы трубчатых элементов 6 и 7 стыковочного узла 16 с уплотнениями на ответных элементах блока 15 раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов. Электропривод 33 погружного центробежного насоса 32 соединяется кабелем электропитания и управления 39 с пунктом электропитания и управления системы регулирования дебита скважины, расположенным на поверхности земли.With this design, the control system for the flow rate of the well is installed in the casing 1 of the well in two stages. First, a packer system is installed, consisting of tubular elements 6 and 7, arranged one in the other with the formation of a central channel 8 and an annular channel 9, fixed in the upper mechanical packer 5, connected to the sleeve 12, the latter is connected to the shank 13 and the product intake 14 from the bottom formation A of the well, fixed in the lower mechanical packer 2, which is installed in the casing 1 for one descent of the string. After installation of the packer system, assembly and descent of the assembly is carried out, consisting of a separate supply and metering unit 15 connected by a nozzle 36 with an electric drive 33 and a submersible centrifugal pump 32 connected to a power and control cable 39. A telemetry unit 37 is placed in the nozzle 36 and connected to the processor 35 control spool valves 20 and 21, placed in the block 15 for separate supply and metering of reservoir fluids by a communication cable 38, which, in turn, are connected to the power supply and control cable 39. Release the layout sits together with the power supply and control cable 39 into the casing 1 and ends with its installation and hermetic fit into the sockets of the tubular elements 6 and 7 of the docking unit 16 with seals on the mating elements of the block 15 for separate supply and metering of fluid in each channel. The electric drive 33 of the submersible centrifugal pump 32 is connected by a power supply and control cable 39 to a power supply and control point of a well flow rate control system located on the surface of the earth.
После монтажа системы регулирования дебита скважины в обсадной трубе 1 в последней образуются разные каналы для отвода извлекаемых продуктов из разных пластов скважины. С включением в работу погружного центробежного насоса 32 скважинный флюид начинает раздельно поступать в обсадную трубу 1. При комбинации положений золотниковых затворов 20 и 21, когда проход из пласта В закрыт золотниковым затвором 21, пластовый продукт, поступающий из пласта А через фильтр 2, поднимается вверх по заборщику 14, минуя пакер 4, хвостовику 13, центральному каналу 10 муфты 12 и центральному каналу 8 трубчатого элемента 6, минуя пакер 5, затем по центральному каналу стыковочного узла 16, запорное седло 26 золотникового затвора 20 и полость обособленного канала 24, далее через соответствующее окно 29 в полость 31 обсадной трубы 1. Из полости 31 поток пластового флюида всасывается погружным центробежным насосом 32, последним флюид перекачивается на поверхность земли по колонне насосно-компрессорных труб 34. И при комбинации положений золотниковых затворов 20 и 21, когда проход из пласта А закрыт золотниковым затвором 20, пластовый флюид, поступающий из пласта В через фильтр 3, поднимается вверх по кольцевому каналу 11 муфты 12 и кольцевому каналу 9, образованному между трубчатыми элементами 6 и 7, минуя пакер 5, по кольцевому каналу стыковочного узла 16, запорное седло 27 золотникового затвора 21 и полость обособленного канала 25, далее через соответствующее окно 27 также в полость 31 обсадной трубы 1. Из полости 31 поток пластового флюида всасывается погружным центробежным насосом 32, последним продукт перекачивается на поверхность земли по колонне насосно-компрессорных труб 34. Таким образом происходит отбор скважинного флюида сначала из пласта А изолированно от пласта В или из пласта В изолированно от пласта А при полной изоляции пластов друг от друга независимо от давлений в пластах А и В. Возможность системы работать в таких режимах позволяет исследовать каждый пласт по отдельности, т.е. определить дебит, содержание воды и т.д., а также организовать периодическую откачку пластового флюида из каждого пласта с разными параметрами и с разной цикличностью, не останавливая работу всей скважины. В ходе комбинированного положения золотниковых затворов 20 и 21, когда проходы из пластов А и В дозированно открыты золотниковыми затворами 20 и 21, пластовые флюиды из пластов А и В поступают раздельно через разные каналы в полной изоляции пластов друг от друга независимо от пластовых давлений в полость 31 обсадной трубы 1 для дальнейшего избирательного смешивания в ней потоков флюидов из всех каналов. Из полости 31 смешанный поток всасывается погружным центробежным насосом 32, последним продукт перекачивается на поверхность земли по колонне насосно-компрессорных труб 34. По кабелю связи 38 подается питание на датчики 18 и 19 и управляющие сигналы на приводы 22 и 23 золотниковых затворов 20 и 21 блока 15 раздельной подачи и учета флюида в каждом из каналов. Также по нему в обратном направлении передается информация с блока телеметрии 37 и информация о степени открытия золотниковых затворов 20 и 21.After the installation of the control system for the flow rate of the well in the casing 1 in the last, different channels are formed for the removal of extracted products from different layers of the well. With the inclusion of the operation of the submersible centrifugal pump 32, the borehole fluid begins to separately flow into the casing 1. With a combination of the positions of the slide valves 20 and 21, when the passage from the formation B is closed by the slide valve 21, the formation product coming from the formation A through the filter 2 rises along the intake 14, bypassing the packer 4, the shank 13, the central channel 10 of the coupling 12 and the central channel 8 of the tubular element 6, bypassing the packer 5, then along the central channel of the docking unit 16, the locking seat 26 of the slide valve 20 and the cavity about a special channel 24, then through a corresponding window 29 into the cavity 31 of the casing 1. From the cavity 31, the reservoir fluid stream is sucked in by a submersible centrifugal pump 32, the fluid is last pumped to the surface of the earth through the tubing string 34. And when the positions of the slide valves 20 and 21, when the passage from formation A is closed by a slide valve 20, formation fluid coming from formation B through filter 3 rises up the annular channel 11 of the sleeve 12 and the annular channel 9 formed between the tubular elements 6 and 7, bypassing the packer 5, along the annular channel of the docking unit 16, the locking seat 27 of the slide valve 21 and the cavity of the separate channel 25, then through the corresponding window 27 also into the cavity 31 of the casing 1. From the cavity 31, the reservoir fluid stream is sucked in by a submersible centrifugal pump 32, the product is last pumped to the surface of the earth through the tubing string 34. Thus, the well fluid is first selected from formation A isolated from formation B or from formation B isolated from formation A with complete isolation of the reservoir asth from each other, regardless of the pressures in formations A and B. The ability of the system to work in such modes allows each formation to be examined separately, i.e. determine flow rate, water content, etc., as well as organize periodic pumping of formation fluid from each formation with different parameters and with different cycles, without stopping the operation of the entire well. During the combined position of the slide valves 20 and 21, when the passages from the beds A and B are metered open by the slide valves 20 and 21, the formation fluids from the beds A and B come separately through different channels in the complete isolation of the beds from each other, regardless of the formation pressure into the cavity 31 casing 1 for further selective mixing in her fluid flows from all channels. From the cavity 31, the mixed stream is sucked in by a submersible centrifugal pump 32, the last product is pumped to the earth's surface through the tubing string 34. The communication cable 38 supplies power to the sensors 18 and 19 and control signals to the actuators 22 and 23 of the slide valves 20 and 21 of the block 15 separate supply and accounting of fluid in each of the channels. Also, information from the telemetry unit 37 and information on the degree of opening of the slide valves 20 and 21 are transmitted in the opposite direction.
Измеряемые параметры скважинных флюидов могут контролироваться наземным обслуживающим персоналом скважины или, по меньшей мере, телеметрической системой, осуществляющим изменение рабочего состояния золотниковых затворов 20 и 21 для установления требуемого дебита скважины. Следует также отметить, что регулирование дебита скважины посредством электроприводов 22 и 23 для каждого из золотниковых затворов 20 и 21 позволяет создавать разность давлений между пластами и тем самым поддерживать дебит скважины на оптимальном уровне. Заложив в процессор управления золотниковыми затворами 20 и 21 блока 15 раздельной подачи и учета пластовых флюидов соответствующую программу, данный процесс можно автоматизировать. Измеряемый параметр продукта может быть выбран из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, pH, содержание твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление.The measured parameters of the wellbore fluids can be monitored by the ground staff of the well or at least a telemetry system that changes the operating state of the slide valves 20 and 21 to establish the desired flow rate of the well. It should also be noted that controlling the flow rate of the well by means of electric actuators 22 and 23 for each of the slide valves 20 and 21 allows you to create a pressure difference between the layers and thereby maintain the flow rate of the well at an optimal level. Having laid the appropriate program in the spool gate control processor 20 and 21 of the block 15 for separate supply and recording of formation fluids, this process can be automated. The measured product parameter can be selected from the group including pressure, temperature, chemical composition, water content, pH, solids content, tendency to form a solid precipitate, and resistivity.
Использование предложенной системы регулирования дебита скважины позволит производить отбор скважинного флюида из каждого пласта оптимально, что значительно повысит эффективность одновременно-раздельной эксплуатации скважины.Using the proposed system for controlling the flow rate of the well will allow optimal selection of the wellbore fluid from each formation, which will significantly increase the efficiency of simultaneous and separate well operation.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134099/03A RU2482267C2 (en) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Well yield control system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134099/03A RU2482267C2 (en) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Well yield control system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011134099A RU2011134099A (en) | 2013-02-20 |
| RU2482267C2 true RU2482267C2 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48790075
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134099/03A RU2482267C2 (en) | 2011-08-12 | 2011-08-12 | Well yield control system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2482267C2 (en) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| 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 |
| RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
| RU2591065C2 (en) * | 2015-05-18 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
| RU2604103C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of automatic control of coal-methanol well |
| RU2640597C1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-01-10 | ООО НПП "ВМ система" | Method of oil well operation |
| 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 |
| RU2691039C1 (en) * | 2018-12-06 | 2019-06-07 | Олег Сергеевич Николаев | Oil producing plant |
| RU2702187C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-10-04 | Олег Сергеевич Николаев | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) |
| RU2702801C1 (en) * | 2019-07-17 | 2019-10-11 | Олег Сергеевич Николаев | Unit for simultaneous separate production of oil by well with inclined directed faces |
| RU2801843C1 (en) * | 2022-08-31 | 2023-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" | Information-measuring control system for automatic control of the temperature parameters of gas field facilities |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6227298B1 (en) * | 1997-12-15 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corp. | Well isolation system |
| RU2320850C2 (en) * | 2002-05-06 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Intelligent downhole valve system to control fluid production from several well intervals and fluid production control method |
| RU2328590C1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants |
| RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
| RU95741U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-10 | Олег Марсович Гарипов | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
-
2011
- 2011-08-12 RU RU2011134099/03A patent/RU2482267C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6227298B1 (en) * | 1997-12-15 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corp. | Well isolation system |
| RU2320850C2 (en) * | 2002-05-06 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Intelligent downhole valve system to control fluid production from several well intervals and fluid production control method |
| RU2328590C1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants |
| RU2380522C1 (en) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) |
| RU95741U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-10 | Олег Марсович Гарипов | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| RU2591065C2 (en) * | 2015-05-18 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
| RU2604103C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of automatic control of coal-methanol well |
| RU2640597C1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-01-10 | ООО НПП "ВМ система" | Method of oil well operation |
| 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 |
| RU2691039C1 (en) * | 2018-12-06 | 2019-06-07 | Олег Сергеевич Николаев | Oil producing plant |
| RU2702187C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-10-04 | Олег Сергеевич Николаев | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) |
| RU2702801C1 (en) * | 2019-07-17 | 2019-10-11 | Олег Сергеевич Николаев | Unit for simultaneous separate production of oil by well with inclined directed faces |
| RU2801843C1 (en) * | 2022-08-31 | 2023-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" | Information-measuring control system for automatic control of the temperature parameters of gas field facilities |
| RU2821118C1 (en) * | 2023-10-09 | 2024-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Unit for dual operation of multilayer well (versions) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011134099A (en) | 2013-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
| US11920445B2 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| RU2307920C1 (en) | Device and method for underground well completion | |
| RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| CA2900968C (en) | Well injection and production method and system | |
| RU2523590C1 (en) | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs | |
| RU2313659C1 (en) | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation | |
| RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
| RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
| WO2012109397A2 (en) | Completion assembly | |
| CN101275465A (en) | Monitoring and automatic control of operating parameters for downhole oil/water separation systems | |
| EP2758631B1 (en) | Dual purpose observation and production well | |
| GB2424011A (en) | A method of obtaining fluid from a multizone well | |
| US6684956B1 (en) | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
| RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
| RU2611786C2 (en) | Single packer pump facility for fluid production from two well formations | |
| RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
| RU2500882C2 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
| RU2542071C2 (en) | Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions) | |
| RU2693119C1 (en) | Submersible pumping unit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130807 |