RU137332U1

RU137332U1 - DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL

Info

Publication number: RU137332U1
Application number: RU2013142957/03U
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: 2013-09-10
Filing date: 2013-09-10
Publication date: 2014-02-10

Abstract

Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб, на которых спущен разделяющий пласты пакер с герметичным кабельным вводом и погружной электроцентробежный насос с разъединяющим устройством, причем насос размещен в подпакерном пространстве, отличающееся тем, что в надпакерном пространстве в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб выполнены отверстия, располагаемые ниже подошвы верхнего газового пласта, а выше кровли газового пласта в этих же насосно-компрессорных трубах установлен обратный клапан, при этом во внешние насосно-компрессорные трубы спускают внутренние коаксиально расположенные насосно-компрессорные трубы и соединяют их с погружным электроцентробежным насосом с помощью разъединяющего устройства, причем на наружной поверхности внутренних насосно-компрессорных труб закреплен греющий кабель, спускаемый до уровня отверстий в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб.A device for simultaneous and separate operation of two layers in a well, including a column of external tubing, on which a packer with a sealed cable entry and a submersible electric centrifugal pump with a disconnecting device are lowered, the pump is located in a sub-packer space, characterized in that in the over-packer the space in the lower section of the external tubing is made holes located below the sole of the upper gas reservoir, and above the roof of the gas reservoir in the same a non-return valve is installed in the tubing, while the internal coaxially located tubing is lowered into the external tubing and connected to the submersible electric centrifugal pump using a disconnecting device, and a heating cable is fixed to the outer surface of the inner tubing to the level of the holes in the lower section of the external tubing.

Description

Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для одновременно - раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний из которых газовый, а нижний нефтяной.The utility model relates to the oil industry, in particular, to devices for simultaneously - separately operating two layers in a well, the upper of which is gas and the lower is oil.

Известно устройство 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, E21B 43/14 от 05.12.2011).A device 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 Utility Model No. 114719, E21B 43/14 dated 12/05/2011).

Однако известный способ сопряжен с большими трудностями, так как требуется увеличенный диаметр эксплуатационной колонны.However, the known method is fraught with great difficulties, since an increased diameter of the production string is required.

Наиболее близким по технической сущности, выбранным авторами за прототип, является устройство для одновременно - раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, включающее колонну внешних насосно-компрессорных труб, на которых спущен разделяющий пласты пакер с герметичным кабельным вводом и погружной электроцентробежный насос с разъединяющим устройством, причем насос размещен в подпакерном пространстве, а выше пакера расположен штанговый насос и размещен в кожухе. Продукция нижнего и верхнего продуктивных пластов поднимается раздельно к устью скважины (см. патент РФ №2427705 от 24.05.2010, МПК: E21B 43/14).The closest in technical essence, selected by the authors for the prototype, is a device for simultaneously - separate operation of two layers in the well, including a column of external tubing, on which a packer with a sealed cable entry and a submersible electric centrifugal pump with a disconnecting device are lowered, moreover the pump is located in the under-packer space, and a sucker-rod pump is located above the packer and placed in the casing. The products of the lower and upper productive formations rise separately to the wellhead (see RF patent No. 2427705 of 05.24.2010, IPC: E21B 43/14).

Однако известное устройство предназначено для одновременно-раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов.However, the known device is intended for simultaneous and separate operation of two oil reservoirs.

Техническим результатом достигаемым предлагаемой полезной моделью является обеспечение одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов, нижний из которых является нефтяным, а верхний - газовым, с раздельным подъемом продукции на поверхность.The technical result achieved by the proposed utility model is to provide simultaneous and separate exploitation of two productive formations, the lower of which is oil and the upper is gas, with a separate rise of the product to the surface.

Указанный технический результат достигается предлагаемым устройством для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающим колонну внешних насосно-компрессорных труб, на которых спущен разделяющий пласты пакер с герметичным кабельным вводом и погружной электроцентробежный насос с разъединяющим устройством, причем насос размещен в подпакерном пространстве. В предлагаемом устройстве в надпакерном пространстве в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб выполнены отверстия, располагаемые ниже подошвы верхнего газового пласта, а выше кровли газового пласта в этих же насосно-компрессорных трубах установлен обратный клапан, при этом во внешние насосно-компрессорные трубы спускают внутренние коаксиально расположенные насосно-компрессорные трубы и соединяют их с погружным электроцентробежным насосом с помощью разъединяющего устройства, причем на наружной поверхности внутренних насосно-компрессорных труб закреплен греющий кабель, спускаемый до уровня отверстий в нижней секции внешних насосно-компрессорных труб.The indicated technical result is achieved by the proposed device for simultaneous and separate operation of two layers, including a column of external tubing, on which the packer separating the layers with a sealed cable entry and a submersible electric centrifugal pump with a disconnecting device are lowered, and the pump is located in the under-packer space. In the proposed device, in the above-packer space in the lower section of the external tubing, holes are made located below the sole of the upper gas reservoir, and a check valve is installed in the same tubing above the roof of the gas reservoir, while the inner tubing is lowered into the outer tubing coaxially located tubing and connect them to a submersible electric centrifugal pump using a disconnecting device, and on the outer surface of the internal us CHO-well tubing heating cable is attached, the descent to the level of the holes in the bottom section of the outer tubing.

Сущность предлагаемой полезной модели поясняется схемой устройства для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, верхний их которых газоносный, а нижний нефтяной.The essence of the proposed utility model is illustrated by the scheme of the device for simultaneous and separate operation of two layers in the well, the upper of which is gas-bearing, and the lower oil.

Устройство включает в себя внутрискважинное оборудование и устьевое оборудование:The device 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 из под пакерной зоны, например струйно-эжекторной системой;- 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 from under the packer zone, for example, a jet-ejector system;

- пакер с герметичным кабельным вводом;- packer with hermetic cable entry;

- 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 газового пласта по кольцевому пространству;- two-row design, 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 reservoir along the annular space;

- две крестовины с двумя план-шайбами 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 plan washers to ensure the 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.Installation of equipment is carried out in accordance with the requirements of regulatory documentation and is carried out as follows.

ЭПУ 1 с расчетной производительностью, оборудованную ТМС, диспергатором (на схеме не показаны), системой отвода свободного газа 2 из под пакерной зоны 3, например струйно-эжекторной системой и сбивным клапаном 4, установленным выше системы отвода свободного газа 2, пакер 6 с герметичным кабельным вводом спускают и устанавливают на расчетную глубину на НКТ 5. Пакер 6 устанавливают выше кровли нефтяного пласта 7. НКТ 5 соединяют с план-шайбой 8 крестовины 9, оборудованной кабельным вводом, например вертикальным, и герметизируют затрубное надпакерное пространство 10. В надпакерном пространстве в нижней секции внешней колонны НКТ 5 выполнены отверстия 11, располагаемые ниже подошвы верхнего газового пласта 12. Отверстия 11 предназначены для проведения технологических операций, например освоения газового пласта, его глушения, а так же удаления скапливаемого во время эксплуатации скважины конденсата и т.д. Месторасположение отверстий определяют расчетным путем в каждом конкретном случае. Колонну внешних НКТ 5, также оборудуют обратным клапаном 13, расположенным выше кровли верхнего газового пласта 12, который предназначен для отбора продукции газового пласта. В зависимости от глубины залегания газового пласта может быть установлен один или несколько обратных клапанов 13. Вместо обратных клапанов 13 могут быть использованы, например газлифтные клапаны, пусковые муфты и т.д.EPU 1 with rated capacity, equipped with a TMS, a dispersant (not shown in the diagram), a free gas removal system 2 from under the packer zone 3, for example, an jet-ejector system and a relief valve 4 installed above the free gas removal system 2, the packer 6 with a tight the cable entry is lowered and set to the calculated depth on the tubing 5. The packer 6 is installed above the roof of the oil reservoir 7. The tubing 5 is connected to the plan washer 8 of the crosspiece 9, equipped with a cable entry, for example vertical, and seal the annular overpack th space 10. In the above-packer space in the lower section of the outer tubing string 5 holes are made 11 located below the sole of the upper gas reservoir 12. The holes 11 are designed for technological operations, for example, the development of the gas reservoir, its killing, as well as removal of accumulated during operation condensate wells, etc. The location of the holes is determined by calculation in each case. The column of external tubing 5 is also equipped with a check valve 13 located above the roof of the upper gas reservoir 12, which is designed to select the products of the gas reservoir. Depending on the depth of the gas layer, one or more check valves 13 may be installed. Instead of check valves 13, for example, gas lift valves, start-up couplings, etc. can be used.

Далее на планшайбу 8 крестовины 9 устанавливают крестовину 14 и спускают во внешние НКТ 5 совместно с греющим кабелем 15 коаксиально расположенные внутренние НКТ 16, образующие кольцевое пространство 17. Внутренние НКТ 16 соединяют с погружным электроцентробежным насосом ЭПУ 1 с помощью разъединяющего устройства 18, например инструмента посадочного механического (ИПМ). Греющий кабель закрепляют на наружной поверхности внутренних НКТ 16. Далее с помощью подгоночных патрубков подбирают длину НКТ 16 и закрывают план-шайбу 19 крестовины 14, оборудованную вертикальным кабельным вводом для греющего кабеля. Греющий кабель 15 предназначен для предотвращения асфальсмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ 16 и ликвидации возможных гидратных отложений в кольцевом пространстве 17. Греющий кабель спускают до уровня отверстий 11 НКТ 5. Устьевое оборудование соединяют соответственно с выкидной линией 20 для обеспечения сбора продукции нефтяного пласта 7 и газовым шлейфом 21 для сбора продукции верхнего газового пласта 12. Выкидная линия 20 и шлейф 21 соединены между собой перемычкой 22. 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 23, а по газовому шлейфу 21 поступает продукция из верхнего газового пласта и замеряется замерным устройством 24. Выкидная линия 20 и шлейф 21 оборудованы пробоотборными устройствами (на схеме не показаны). Газовый шлейф соединен метанольной линией 25 с дозирующим устройством (на схеме не показано). Обвязка устьевого оборудования позволяет подавать метанол для ликвидации гидратных отложений как в шлейф 21, так и в кольцевое пространство 17 и в затрубное пространство 10.Next, a crosspiece 14 is mounted on the faceplate 8 of the crosspiece 9 and lowered into the external tubing 5 together with the heating cable 15, coaxially located inner tubing 16 forming an annular space 17. The inner tubing 16 is connected to the EPU 1 submersible electric centrifugal pump using a disconnecting device 18, for example, a landing tool mechanical (IPM). The heating cable is fixed on the outer surface of the internal tubing 16. Next, using the fitting pipes, the length of the tubing 16 is selected and the plan washer 19 of the crosspiece 14, equipped with a vertical cable entry for the heating cable, is closed. The heating cable 15 is designed to prevent asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) on the inner surface of the tubing 16 and eliminate possible hydrated deposits in the annular space 17. The heating cable is lowered to the level of the holes 11 of the tubing 5. Wellhead equipment is connected respectively to the flow line 20 to ensure the collection of oil reservoir products 7 and a gas loop 21 for collecting products of the upper gas reservoir 12. The flow line 20 and the loop 21 are interconnected by a jumper 22. All lines and wellhead equipment are equipped with etstvuyuschey valves. Harnessing the mouth allows for separate accounting of the produced products: liquid is taken from the lower oil reservoir along the flow line and fed to the meter 23, and gas from the upper gas reservoir is fed through the gas loop 21 and measured by the meter 24. The flow line 20 and cable 21 are equipped with sampling devices (not shown in the diagram). The gas loop is connected by methanol line 25 to a metering device (not shown in the diagram). The binding of the wellhead equipment allows to supply methanol to eliminate hydrated deposits both in the loop 21 and in the annular space 17 and in the annulus 10.

Предлагаемая полезная модель может быть использована для эксплуатации нефтяного и газового объектов Южно-Шапкинкого нефтегазового месторождения, расположенного в Ненецком автономном округе. Нижняя залежь месторождения характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь как чисто газовая.The proposed utility model can be used to operate the oil and gas facilities of the Yuzhno-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.

В скважину спускают внешние НКТ 5, например диаметром 114 мм совместно с пакером для разделения нефтяного и газового пластов и ЭПУ 1. Пакер, например типа П-ЭГМ с герметичным кабельным вводом соединяют с НКТ 5 жестким резьбовым соединением и устанавливают выше интервала перфорации нижнего нефтяного пласта на 50-70 м. Колонну НКТ 5 диаметром 114 мм оборудуют обратным клапаном 13, расположенным выше газового пласта примерно на расстоянии 50-100 м. Далее в скважину спускают совместно с греющим кабелем коаксиально расположенные внутренние НКТ 16 диаметром 73 мм и соединяют их с погружным электроцентробежным насосом ЭПУ 1 через ответный узел разъединяющего устройства 18, спущенного совместно с пакером 6. В качестве греющего кабеля может быть использован, например кабель АСЛН1. Для контроля работы ЭЦН может быть использована термоманометрическая система, например ТМС-Новомет, регистрирующая показатели работы ЭЦН.External tubing 5, for example 114 mm in diameter, is lowered into the well together with a packer for separating oil and gas reservoirs and EPU 1. A packer, for example, P-EGM type with hermetic cable gland, is connected to the tubing 5 by a rigid threaded connection and installed above the perforation interval of the lower oil reservoir 50-70 m. The tubing string 5 with a diameter of 114 mm is equipped with a check valve 13 located above the gas reservoir at a distance of about 50-100 m. Next, coaxially located inner tubing 16 with a diameter m 73 mm and connect them to the submersible electric centrifugal pump EPU 1 through the response node of the disconnecting device 18, lowered together with the packer 6. As a heating cable can be used, for example, cable ASLN1. To control the operation of the ESP, a thermomanometric system can be used, for example, TMS-Novomet, which records the performance of the ESP.

Освоение пластов скважины:Well formation development:

I. Газовый пласт.I. Gas reservoir.

1. В кольцевое пространство 17, коаксиально расположенных НКТ 5 (диаметром 114 мм) и НКТ 16 (диаметром 73 мм) подают легкую нефть с центральной перекачивающей станции (ЦПС) Южно-Шапкинского месторождения, имеющую плотность при 20°C в диапазоне 836-847 г/см³, с выходом в затрубное пространство 10 через отверстия 11 НКТ 5, установленной ниже подошвы газового пласта 12 для вытеснения жидкости глушения через затрубную задвижку крестовины 8 в дренажную емкость или выкидную линию 20. Замена жидкости глушения на легкую нефть создаст депрессию на кровле пласта (при глубине 1500 м и Pпл=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 17, coaxially arranged tubing 5 (114 mm in diameter) and tubing 16 (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 10 through the openings 11 of the tubing 5, installed below the sole of the gas reservoir 12 for displacing the kill fluid through the annular valve of the spider 8 into the drainage tank or flow line 20. Replacing the kill fluid with light oil will create depression on the roof layer (pr depth of 1500 m and Ppl = 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 13. В этом случае в затрубное пространство 10 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 10 и поступления ее в кольцевое пространство 17. При этом за счет энергии расширения газа нефть из кольцевого пространства отводится через перемычку 22 в выкидную линию 20 для исключения выхода из строя замерного устройства 24. 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 reservoir, a non-return valve 13 is used. In this case, an inert gas is supplied to the annulus 10, for example nitrogen from a compressor with a nitrogen attachment, or gas produced along the additional gas line (not shown in the diagram) with a pressure that ensures the displacement of the liquid level in the annulus 10 and its entry into the annular space 17. In this case, due to the energy of gas expansion, oil from the annular space is diverted through the jumper 22 to the flow line 20 in order to avoid failure of the measuring device 24. This will increase the depression in the gas reservoir and run it in the work.

II. Нефтяной пласт.II. Oil reservoir.

Освоение нефтяного пласта и вывод ЭПУ на технологических режим выполняют по классической схеме.The development of the oil reservoir and the conclusion of the EPU to the technological mode is performed according to the classical scheme.

Работа оборудования.Work equipment.

После снижения давления в затрубном и кольцевом пространствах газовый пласт отрабатывают в выкидную линию 20 совместно с нижним нефтяным пластом. При этом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве 10. После того как пласт заработает газом, поток переводят на газовый шлейф 21. Нефть из пласта 7 отбирают с помощью ЭЦН и подают по выкидной линии 20. Учет продукции ведут с помощью замерных устройств 23 и 24. Обводненность продукции контролируют по отобранным пробам или с помощью поточных влагомеров. Осложнения и мероприятия по предупреждению осложнений.After reducing the pressure in the annular and annular spaces, the gas reservoir is worked out in the flow line 20 together with the lower oil reservoir. At the same time, the decrease in the liquid level in the annulus 10 is controlled. After the formation has become gas, the flow is transferred to the gas plume 21. Oil from the formation 7 is taken using an ESP and fed via a flow line 20. The products are recorded using metering devices 23 and 24 The water cut of the product is controlled by the selected samples or by means of in-line moisture meters. Complications 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.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.

Для предупреждения и борьбы с возможным гидратообразованием предусмотрена возможность подачи метанола через метанольную линию 25 в затрубное, кольцевое пространства и в газовый шлейф, а также предусмотрена установка в кольцевом пространстве греющего кабеля 15, работа которого гарантированно обеспечит циркуляцию продукции в кольцевом и затрубном пространствах. Восходящий поток нефти по НКТ 16 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.To prevent and combat possible hydrate formation, it is possible to supply methanol through the methanol line 25 to the annular, annular spaces and into the gas loop, as well as the installation of a heating cable 15 in the annular space, the operation of which will ensure the circulation of products in the annular and annular spaces. The upward flow of oil through tubing 16 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 16. Нефть Южно-Шапкинского месторождения легкая с плотностью 845 кг/м³, малопарафинистая - до 3,06%, смолистая - до 7%. Содержание асфальтенов до 1%. Поэтому основным мероприятием по предотвращению АСПО является установка греющего кабеля и механическая очистка внутренних стенок НКТ 16.Another complication is asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) on the inner surface of tubing 16. Oil from the Yuzhno-Shapkinskoye field is light with a density of 845 kg / m ³ , low-paraffin - up to 3.06%, resinous - up to 7%. Asphaltene content up to 1%. Therefore, the main measure to prevent AFS is the installation of a heating cable and the mechanical cleaning of the inner walls of tubing 16.

Еще одним осложнением является скопление жидкости на забое газового пласта. Основным мероприятием по предотвращению данного осложнения является «продувка» через отверстия 11, например инертным газом или газом соседней скважиныAnother 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 11, for example with an inert gas or gas from a neighboring well

Демонтаж оборудования.Dismantling equipment.

1. Глушение скважины:1. Well killing:

1.1. По кольцевому пространству 17 через отверстия 11 в затрубное пространство 10 закачивают жидкость глушения с плотностью, обеспечивающей глушение верхнего газового пласта.1.1. In the annular space 17 through the openings 11 into the annulus 10 is pumped killing fluid with a density that ensures killing of the upper gas layer.

1.2. Сбивают клапан 4, установленный над системой отвода газа 2, и закачкой через НКТ 16 в подпакерную зону 3 продавливают жидкость глушения в нефтяной пласт. После выравнивания давлений в скважине, снижают давления во всех пространствах скважины до атмосферного.1.2. The valve 4 installed above the gas exhaust system 2 is knocked down, and the killing fluid is forced through the tubing 16 into the under-packer zone 3 into the oil reservoir. After pressure equalization in the well, the pressure in all spaces of the well is reduced to atmospheric.

2. Отсоединяют внутренние НКТ 16 от ЭПУ 1 с помощью разъединяющего устройства 18 и поднимают НКТ 16 вместе с греющим кабелем 15.2. Disconnect the internal tubing 16 from the EPU 1 using a disconnecting device 18 and lift the tubing 16 together with the heating cable 15.

3. Осуществляют срыв пакера и поднимают ЭПУ на НКТ 5 на поверхность.3. Disrupt the packer and raise the EPU on the tubing 5 to the surface.

Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяного и газового пластов в скважине простым и надежным путем с раздельным подъемом продукции на поверхность и раздельным замером дебитов.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 separate measurement of flow rates.

Claims

A device for simultaneous and separate operation of two layers in a well, including a column of external tubing, on which a packer with a sealed cable entry and a submersible electric centrifugal pump with a disconnecting device are lowered, the pump is located in a sub-packer space, characterized in that in the over-packer the space in the lower section of the external tubing is made holes located below the sole of the upper gas reservoir, and above the roof of the gas reservoir in the same a non-return valve is installed in the tubing, while the internal coaxially located tubing is lowered into the external tubing and connected to the submersible electric centrifugal pump using a disconnecting device, and a heating cable is fixed to the outer surface of the inner tubing to the level of the holes in the lower section of the external tubing.