RU2287673C1 - Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well - Google Patents
Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2287673C1 RU2287673C1 RU2005116842/03A RU2005116842A RU2287673C1 RU 2287673 C1 RU2287673 C1 RU 2287673C1 RU 2005116842/03 A RU2005116842/03 A RU 2005116842/03A RU 2005116842 A RU2005116842 A RU 2005116842A RU 2287673 C1 RU2287673 C1 RU 2287673C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- bed
- suction valve
- liquid
- column
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии закачки жидкости в нефтеносный пласт при его заводнении или нагнетании в него различных реагентов.The invention relates to techniques and technology for pumping liquid into an oil reservoir during its flooding or injection into it of various reagents.
Известен способ закачки воды в нефтяной пласт (авторское свидетельство №283120, Е 21 В 43/00, опубл. БИ №31 от 06.10.1970 г.), осуществляемый с помощью установки для закачки жидкости в пласт, содержащей пакер, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и емкость, сообщающуюся с электроцентробежным насосом.A known method of pumping water into an oil reservoir (copyright certificate No. 283120, E 21 B 43/00, publ. BI No. 31 of 06.10.1970), carried out using the installation for pumping fluid into a reservoir containing a packer, tubing string pipes (tubing) and a tank in communication with an electric centrifugal pump.
Недостатками данной конструкции являются:The disadvantages of this design are:
во-первых, металлоемкость и сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (отстойник, замерно-распределительный узел и т.д.);firstly, the metal consumption and design complexity due to the large number of nodes and parts (sedimentation tank, metering and distribution unit, etc.);
во-вторых, электроцентробежный насос не отключается в случае отсутствия жидкости на его приеме, что может привести к выходу его из строя;secondly, the electric centrifugal pump does not turn off in the absence of fluid at its intake, which can lead to its failure;
в-третьих, в случае остановки электроцентробежного насоса жидкость из нефтеносного пласта, при определенном давлении, может свободно поступать в водоносный пласт.thirdly, in the case of stopping the centrifugal pump, liquid from the oil reservoir, at a certain pressure, can freely flow into the aquifer.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является установка для закачки жидкости в пласт (авторское свидетельство №729336, Е 21 В 43/00, 1986 г., опубл. БИ №15 от 25.04.1980 г.), содержащая пакер, колонну НКТ и емкость, сообщающуюся с насосом, при этом она снабжена установленными на колонне насосно-компрессорных труб нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера, причем верхняя полость колонны насосно-компрессорных труб и емкость частично заполнены маслом.Closest to the proposed technical solution is the installation for pumping fluid into the reservoir (copyright certificate No. 729336, E 21 B 43/00, 1986, publ. BI No. 15 of 04.25.1980), containing a packer, tubing string and capacity in communication with the pump, while it is equipped with discharge and suction valves mounted on the tubing string, located lower and higher, respectively, of the packer, the upper cavity of the tubing string and the container being partially filled with oil.
Недостатками данной конструкции устройства являются:The disadvantages of this device design are:
во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием верхнего и нижнего датчиков уровня, емкости, станции управления для переключения направления вращения двигателя;firstly, the complexity of the design, due to the presence of the upper and lower level sensors, capacities, control stations for switching the direction of rotation of the engine;
во-вторых, масло, находящееся в колонне НКТ, используемое в качестве рабочей жидкости для привода в действие закачиваемой в пласт жидкости, в процессе работы теряет свои химико-физические свойства из-за контакта и перемешивания с закачиваемой в пласт жидкостью, в связи с чем в процессе работы установки требуется постоянный и строгий контроль химического состава масла;secondly, the oil in the tubing string, used as a working fluid to drive the fluid injected into the reservoir, loses its chemical and physical properties during operation due to contact and mixing with the fluid injected into the reservoir, and therefore during the operation of the installation, constant and strict control of the chemical composition of the oil is required;
в-третьих, насос выполнен в поверхностном исполнении, поэтому чем меньше пластовое давление и ниже находится водоносный пласт от поверхности, тем ниже эффективность его использования;thirdly, the pump is made in surface design, so the lower the reservoir pressure and the lower the aquifer is from the surface, the lower the efficiency of its use;
в-четвертых, электроцентробежный насос не отключается в случае отсутствия жидкости на его приеме, что может привести к выходу его из строя.fourthly, the electric centrifugal pump does not turn off in the absence of fluid at its intake, which can lead to its failure.
Технической задачей изобретения является упрощение конструкции установки с одновременным повышением эффективности ее работы за счет отключения насоса при отсутствии жидкости на его приеме и последующем включении насоса при достижении определенного напора жидкости на его приеме.An object of the invention is to simplify the design of the installation while improving its efficiency by turning off the pump in the absence of fluid at its intake and then turning on the pump when a certain pressure of the fluid at its intake is reached.
Указанная задача решается установкой для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний пласт скважины, содержащей пакер, колонну труб с всасывающим клапаном, насос.This problem is solved by the installation for pumping fluid from the upper formation into the lower formation of the well containing a packer, a pipe string with a suction valve, a pump.
Новым является то, что колонна труб оснащена обводным каналом, а насос выполнен в виде электрического погружного насоса, который установлен выше всасывающего клапана в составе колонны труб ниже обводного канала, через который полость колонны труб выше насоса сообщена с нижним пластом, при этом полость колонны труб ниже насоса через всасывающий клапан сообщена с верхним пластом, причем между насосом и всасывающим клапаном установлен датчик напора жидкости с возможностью включения и выключения насоса.What is new is that the pipe string is equipped with a bypass channel, and the pump is made in the form of an electric submersible pump, which is installed above the suction valve as a part of the pipe string below the bypass channel, through which the cavity of the pipe string above the pump is in communication with the lower layer, while the pipe string cavity below the pump through the suction valve is in communication with the upper reservoir, and between the pump and the suction valve a fluid pressure sensor is installed with the possibility of turning the pump on and off.
На чертеже изображена предлагаемая установка для закачки жидкости.The drawing shows the proposed installation for pumping fluid.
Установка для закачки жидкости из верхнего водоносного пласта 1 в нижний нефтеносный пласт 2 скважины 3 состоит из пакера 4, спущенного на колонне труб 5 с всасывающим клапаном 6 на конце.Installation for pumping fluid from the upper aquifer 1 into the lower oil reservoir 2 of the well 3 consists of a packer 4, lowered on the pipe string 5 with a suction valve 6 at the end.
Электрический погружной насос 7 установлен выше всасывающего клапана 6 в составе колонны труб 5. Колонна труб 5, выше электрического погружного насоса 7, дополнительно оснащена обводным каналом 8, через который верхняя полость 9 колонны труб 5, выше электрического погружного насоса 8 сообщена с нижним нефтеносным пластом 2, а нижняя полость 10 колонны труб 5, ниже электрического погружного насоса 7, через всасывающий клапан 6 сообщается с верхним водоносным пластом 1. Между электрическим погружным насосом 7 и всасывающим клапаном 6 установлен датчик напора жидкости 11, имеющий возможность включения и выключения электрического погружного насоса 7.An electric submersible pump 7 is installed above the suction valve 6 as part of the pipe string 5. The pipe string 5, above the electric submersible pump 7, is additionally equipped with a bypass channel 8 through which the upper cavity 9 of the pipe string 5, above the electric submersible pump 8 is connected to the lower oil reservoir 2, and the lower cavity 10 of the pipe string 5, below the electric submersible pump 7, communicates with the upper aquifer 1 through the suction valve 6. Date is set between the electric submersible pump 7 and the suction valve 6 IR liquid head 11 having a possibility of turning on and off an electrical submersible pump 7.
Пакер 4 герметично разделяет заколонное пространство 12 скважины 3 на две части выше пакера 4 и заколонное пространство 13 ниже пакера 4.The packer 4 hermetically divides the annular space 12 of the well 3 into two parts above the packer 4 and the annular space 13 below the packer 4.
Установка для закачки жидкости работает следующим образом.Installation for pumping liquid works as follows.
Перед запуском установки в работу герметизируют устье (на чертеже не показано) скважины 3.Before starting the installation into operation, the wellhead (not shown) of the well 3 is sealed.
Запускают электрический погружной насос 7 в работу. Электрический погружной насос 7 начинает перекачивать жидкость из заколонного пространства 12 выше пакера 4, то есть из зоны верхнего водоносного пласта 1, через открывшийся всасывающий клапан 6, датчик напора жидкости 11 и далее через нижнюю полость 10 в верхнюю полость 9 колонны труб 5. Из верхней полости 9 жидкость через обводной канал 8 колонны труб 5 попадает в заколонное пространство 13 ниже пакера 4, откуда она задавливается в нижний нефтеносный пласт 2 скважины 3.Start the electric submersible pump 7 in the work. The electric submersible pump 7 begins to pump liquid from the annulus 12 above the packer 4, that is, from the zone of the upper aquifer 1, through the opening suction valve 6, the pressure sensor 11 and then through the lower cavity 10 into the upper cavity 9 of the pipe string 5. From the upper of the cavity 9, the liquid through the bypass channel 8 of the pipe string 5 enters the annulus 13 below the packer 4, from where it is pressed into the lower oil reservoir 2 of the well 3.
Закачка жидкости из верхнего водоносного пласта 1 скважины 3 в нижний нефтеносный пласт 2 продолжается до тех пор, пока не закончится жидкость в заколонном пространстве 12 выше пакера 4. Это происходит при условии, если производительность электрического погружного насоса 7 превышает поступление (дебит) жидкости из верхнего водоносного пласта 1 в заколонное пространство 12 выше пакера 4.Liquid injection from the upper aquifer 1 of the well 3 into the lower oil reservoir 2 continues until the liquid in the annulus 12 above the packer 4 ends. This occurs if the capacity of the electric submersible pump 7 exceeds the flow (flow) of fluid from the upper aquifer 1 in the annulus 12 above the packer 4.
При снижении уровня жидкости в заколонном пространстве 12 выше пакера 4 прекращается поток жидкости через датчик напора жидкости 11, который реагирует на это и отключает электрический погружной насос 7.When the liquid level decreases in the annular space 12 above the packer 4, the liquid flow through the liquid pressure sensor 11 stops, which responds to this and turns off the electric submersible pump 7.
Установка отключается на время заполнения заколонного пространства 12 выше пакера 4 жидкостью из верхнего водоносного пласта 1. При отключении электрического погружного насоса 7 всасывающий клапан 6 закрывается и исключает обратное поступление жидкости из нижнего нефтеносного пласта 2. В процессе заполнения заколонного пространства 12, выше пакера 4, жидкость через всасывающий клапан 6 начинает поступать снизу вверх в колонну труб 5. Когда уровень жидкости поднимется до приема электрического погружного насоса 7 и достигнет определенного значения напора, то датчик напора жидкости 11 подает сигнал на включение электрического погружного насоса 7. Вновь начинается закачка жидкости из верхнего водоносного пласта 1 в нижний нефтеносный пласт 2 скважины 3.The installation is turned off while filling the annular space 12 above the packer 4 with liquid from the upper aquifer 1. When the electric submersible pump 7 is turned off, the suction valve 6 closes and prevents the liquid from returning from the lower oil reservoir 2. During the filling of the annular space 12, above the packer 4, the liquid through the suction valve 6 begins to flow from bottom to top into the pipe string 5. When the liquid level rises before receiving the electric submersible pump 7 and reaches a certain value the pressure head, the fluid pressure sensor 11 sends a signal to turn on the electric submersible pump 7. Again begins the injection of fluid from the upper aquifer 1 into the lower oil reservoir 2 of the well 3.
Предлагаемая установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины обладает простой конструкцией, при этом в случае отсутствия жидкости на приеме насоса он отключается, и наоборот, по мере поступления жидкости на прием насоса и достижения жидкостью определенного напора насос включается в работу, кроме того, установка исключает обратное поступление жидкости из закачиваемого пласта, что в целом позволяет повысить эффективность работы насосной установки.The proposed installation for pumping fluid from the lower reservoir into the upper reservoir of the well has a simple design, and if there is no fluid at the pump intake, it is turned off, and vice versa, as the fluid arrives at the pump and the fluid reaches a certain pressure, the pump is turned on, in addition , the installation eliminates the return of fluid from the injected reservoir, which generally improves the efficiency of the pump installation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005116842/03A RU2287673C1 (en) | 2005-06-01 | 2005-06-01 | Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005116842/03A RU2287673C1 (en) | 2005-06-01 | 2005-06-01 | Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2287673C1 true RU2287673C1 (en) | 2006-11-20 |
Family
ID=37502358
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005116842/03A RU2287673C1 (en) | 2005-06-01 | 2005-06-01 | Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2287673C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
-
2005
- 2005-06-01 RU RU2005116842/03A patent/RU2287673C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЗАХАРЧУК З.И. Закачка пластовых вод погружными электронасосами. Тематический научно-технический сборник «Применение бесштанговых насосов на нефтепромыслах". - М.: ГосИНТИ, 1962, с.22-48. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103603628A (en) | Injecting-plugging method during under-well work | |
US20120125624A1 (en) | Ultra-pumps systems | |
RU2287671C1 (en) | Plant for forcing liquid from lower bed to upper bed of well | |
RU2287673C1 (en) | Plant for forcing liquid from upper bed into lower bed of well | |
RU2664568C1 (en) | Device for dosing reagent in a well | |
RU2339794C1 (en) | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed | |
RU2287672C1 (en) | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed | |
RU82750U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
CN109252834A (en) | The concentric long-acting layered water filler of binary channels and method | |
CN102926678B (en) | The long anti-casing corrosion Well-cleaning protection device of tail pipe | |
CN207111046U (en) | Oil well Full automatic continuous dosing device | |
RU2127799C1 (en) | Device for proportioned delivery of reagent into oil producing well | |
RU2002100556A (en) | The method of pumping fluid into the reservoir | |
RU2334079C1 (en) | Well pump facility for oil production and water injection to stratum | |
RU2393367C1 (en) | Bottom-hole unit | |
RU65120U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2289682C1 (en) | Device for forcing liquid into reservoir | |
RU84056U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU58604U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
RU60611U1 (en) | LIQUID INJECTION INSTALLATION | |
RU132482U1 (en) | LIQUID INJECTION INSTALLATION | |
RU2288353C1 (en) | Plant for forcing liquid from water-bearing bed of well into oil-bearing bed | |
RU59134U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
RU2305759C1 (en) | Plant for fluid injection from water-bearing well reservoir in oil-bearing reservoir |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150602 |