RU2310065C1 - Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs - Google Patents
Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310065C1 RU2310065C1 RU2006110922/03A RU2006110922A RU2310065C1 RU 2310065 C1 RU2310065 C1 RU 2310065C1 RU 2006110922/03 A RU2006110922/03 A RU 2006110922/03A RU 2006110922 A RU2006110922 A RU 2006110922A RU 2310065 C1 RU2310065 C1 RU 2310065C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- main
- piston
- additional
- pipe string
- well
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии циклической закачки жидкости в нефтеносные пласты при их заводнении или нагнетании в них различных реагентов.The invention relates to techniques and technologies for cyclic fluid injection into oil-bearing formations during their flooding or injection of various reagents into them.
Известен способ закачки воды в нефтяной пласт (авторское свидетельство №283120, Е21В 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, сообщающиеся с электроцентробежным насосом.A known method of pumping water into an oil reservoir (certificate of authorship No. 283120, ЕВВ 43/00, publ. BI No. 31 of 10/06/1970), carried out using an installation for pumping fluid into a reservoir containing a packer, tubing string ( Tubing) and capacity in communication with an electric centrifugal pump.
Недостатками данной конструкции являются:The disadvantages of this design are:
во-первых, водостойкая обмотка электродвигателя при заполнении статора водой обладает достаточной работоспособностью лишь при невысокой температуре воды, окружающей двигатель (не более +25°С). Увеличение температуры воды до 35-45°С существенно сокращает срок службы обмотки двигателя, а при более высокой температуре двигатель теряет работоспособность;firstly, the waterproof winding of the electric motor when filling the stator with water has sufficient performance only at a low temperature of the water surrounding the motor (no more than + 25 ° C). Increasing the water temperature to 35-45 ° C significantly reduces the service life of the motor winding, and at a higher temperature the motor loses its functionality;
во-вторых, электроцентробежный насос находится в водной среде под большим давлением, что ухудшает условия его эксплуатации, при этом растворенные соли разрушают кабель, сокращая срок его службы.secondly, the electric centrifugal pump is in an aqueous medium under high pressure, which worsens its operating conditions, while dissolved salts destroy the cable, reducing its service life.
Вышеперечисленные причины снижают долговечность установки в целом, кроме того, с помощью такой установки невозможно закачивать в нефтяной пласт химически агрессивные реагенты, например кислоты (соляную, азотную и т.п.), при этом установка непрерывно закачивает жидкость в пласт практически без изменений давления нагнетания, что способствует возникновению в капиллярных отверстиях и щелях пласта слоя облитерации, постоянно снижающей приемистость скважины, порой до полного прекращения поглощения жидкости.The above reasons reduce the durability of the installation as a whole, in addition, with the help of such an installation it is impossible to pump chemically aggressive reagents into the oil reservoir, for example acids (hydrochloric, nitric, etc.), while the installation continuously pumps liquid into the reservoir with practically no change in the injection pressure , which contributes to the occurrence of an obliteration layer in the capillary holes and cracks of the formation, which constantly reduces the injectivity of the well, sometimes until the liquid is completely stopped.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является установка для закачки жидкости в пласт (авторское свидетельство №729336, Е21В 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, ЕВВ 43/00, 1986, publ. BI No. 15 of 04/25/1980), containing a packer, tubing string and container communicating with the pump, while it is equipped with discharge and suction valves mounted on the tubing string located below and above the packer, the upper cavity of the tubing string and tank are partially filled with oil.
Недостатками данной конструкции устройства являются:The disadvantages of this device design are:
во-первых, масло, находящееся в колонне НКТ и 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 и требует замены, что снижает эффективность работы устройства, в связи с этим в процессе работы установки требуется постоянный и строгий контроль химического состава масла и его частая замена;firstly, the oil located in the tubing string and used as a working fluid to drive the fluid injected into the reservoir during operation loses its chemical and physical properties due to contact and mixing with the fluid injected into the reservoir and requires replacement, which reduces the efficiency of the device, in connection with this, the installation process requires constant and strict control of the chemical composition of the oil and its frequent replacement;
во-вторых, установка работает только на одну скважину, а если рядом находится другая скважина, нефтеносный пласт которой также необходимо заводнить, то на каждую из скважин необходимо устанавливать отдельный привод, что приводит к увеличению затрат на потребляемую электроэнергию.secondly, the installation works only for one well, and if another well is located nearby, the oil reservoir of which also needs to be flooded, then a separate drive must be installed for each well, which leads to an increase in the cost of electricity consumed.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности работы установки и сокращение затрат потребляемой электроэнергии.An object of the invention is to increase the efficiency of the installation and reduce the cost of electricity consumed.
Указанная задача решается установкой для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты, содержащей насос, основные скважину, пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными соответственно ниже и выше пакера.This problem is solved by the installation for pumping fluid from aquifers to wells containing a pump, a main well, a packer, a pipe string with discharge and suction valves located respectively below and above the packer.
Новым является то, что основной нагнетательный клапан расположен выше основного всасывающего и снабжен снаружи основной колонны труб основным кольцевым каналом, сообщающим его с надпакерным пространством основной скважины, при этом основная колонна труб выше основного нагнетательного клапана снабжена основными цилиндром с подпружиненным вверх поршнем со штоком, причем основной шток расположен вверху основного поршня и герметично выведен из основного цилиндра в основную колонну труб, а внутренняя полость основного цилиндра выше основного поршня сообщена с внутренним пространством основной скважины, расположенным ниже основного пакера, при этом установка снабжена дополнительными скважиной, пакером, колонной труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, кольцевым каналом и подпружиненным вверх поршнем со штоком, которые взаимосвязаны аналогично основным, причем насос выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем, с основной колонной труб, а другой частью - с дополнительной колонной труб.What is new is that the main discharge valve is located above the main suction valve and is provided on the outside of the main pipe string with a main annular channel communicating with the overpacker space of the main well, while the main pipe string above the main pressure valve is equipped with a main cylinder with a piston spring loaded upward with a rod, moreover the main rod is located at the top of the main piston and hermetically removed from the main cylinder into the main pipe string, and the inner cavity of the main cylinder is higher than the main the main piston is in communication with the interior of the main well below the main packer, and the installation is equipped with additional well, a packer, a pipe string with pressure and suction valves, an annular channel and a piston with a rod spring-loaded upward, which are interconnected similarly to the main one, the pump being made piston and communicated with one part of the inner space, separated by a drive piston, with the main pipe string, and the other part with the additional pipe string.
На фигуре схематично изображена предлагаемая установка.The figure schematically shows the proposed installation.
Установка для закачки жидкости из водоносных пластов 1 и 1′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно в нефтеносные пласты 3 и 3′ содержит основной 4 и дополнительный 4′ пакеры, основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб с основным 6 и дополнительным 6′ нагнетательными клапанами, а также с основным 7 и дополнительным 7′ всасывающими клапанами, размещенными соответственно ниже и выше основного 4 и дополнительного 4′ пакеров.Installation for pumping fluid from aquifers 1 and 1 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells, respectively, into the oil reservoirs 3 and 3 ′ contains the main 4 and additional 4 ′ packers, the main 5 and additional 5 ′ pipe string with the main 6 and additional 6 ′ discharge valves, as well as with the main 7 and additional 7 ′ suction valves placed respectively below and above the main 4 and additional 4 ′ packers.
Основной 6 и дополнительный 6′ нагнетательные клапаны расположены выше соответствующих основного 7 и дополнительного 7′ всасывающих клапанов. Основная 5 и дополнительная 5′ колонны труб снаружи снабжены основным 8 и дополнительным 8′ кольцевыми каналами соответственно, сообщающими соответственно основной 6 и дополнительный 6′ нагнетательные клапаны с соответствующими основным 9 и дополнительным 9′ надпакерными пространствами основной 2 и дополнительной 2′ скважин.The main 6 and additional 6 ′ discharge valves are located above the corresponding main 7 and additional 7 ′ suction valves. The main 5 and additional 5 ′ pipe columns are provided externally with the main 8 and additional 8 ′ annular channels, respectively, communicating respectively the main 6 and additional 6 ′ pressure valves with the corresponding main 9 and additional 9 ′ over-pack spaces of the main 2 and additional 2 ′ wells.
Установка содержит также насос 10, размещенный на дневной поверхности между основной 2 и дополнительной 2′ скважинами. Насос 10 выполнен поршневым и сообщен одной частью внутреннего пространства, разделенного приводным поршнем 11, с основной колонной труб 5, а другой частью - с дополнительной колонной труб 5′.The installation also includes a pump 10 located on the day surface between the main 2 and additional 2 ′ wells. The pump 10 is made piston and communicated with one part of the internal space separated by the drive piston 11, with the main pipe string 5, and the other part with the additional pipe string 5 ′.
Основная 5 и дополнительная 5′ колонны труб выше основного 6 и дополнительного 6′ нагнетательных клапанов снабжены основным 12 и дополнительным 12′ цилиндрами с подпружиненным вверх посредством основной 13 и дополнительной 13′ пружин основным 14 и дополнительным 14′ поршнями с основным 15 и дополнительным 15′ штоками соответственно.The main 5 and additional 5 ′ pipe columns above the main 6 and additional 6 ′ discharge valves are equipped with a main 12 and additional 12 ′ cylinder with spring loaded upward through the main 13 and additional 13 ′ springs main 14 and additional 14 ′ pistons with main 15 and additional 15 ′ stocks respectively.
Колонну труб 5 и 5′ выше основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно, а также внутреннюю полость поршневого насоса 10 заполняют рабочей жидкостью, в качестве которой применяют масло или нефть.The pipe string 5 and 5 ′ above the main 12 and additional 12 ′ cylinders, respectively, as well as the internal cavity of the piston pump 10 are filled with a working fluid, which is used as oil or oil.
Основная 13 и дополнительная 13′ пружины уравновешивают разницу давлений, воспринимаемых соответственно основным поршнем 14 с основным штоком 15 и дополнительным поршнем 14′ с дополнительным штоком 15′, в соответствующих основной 2 и дополнительной 2′ скважинах.The main 13 and additional 13 ′ springs balance the pressure difference perceived by the main piston 14 with the main rod 15 and the additional piston 14 ′ with the additional rod 15 ′, respectively, in the corresponding main 2 and additional 2 ′ wells.
Основной 15 и дополнительный 15′ штоки расположены вверху основного 14 и дополнительного 14′ поршней соответственно и жестко соединены с ними, а также герметично посредством уплотнительных колец 16 и 16′ выведены из основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно в основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб.The main 15 and additional 15 ′ rods are located at the top of the main 14 and additional 14 ′ pistons, respectively, and are rigidly connected to them, and are also sealed through the sealing rings 16 and 16 ′ from the main 12 and additional 12 ′ cylinders, respectively, into the main 5 and additional 5 ′ pipe columns.
В исходном положении в основной скважине 2 основная пружина 13 уравновешивает разницу двух давлений. Первое - это давление столба рабочей жидкости внутри основной колонны труб 5, воздействующего сверху на основной шток 15 основного поршня 14, а второе - это давление водоносного пласта 1 в подпакерном пространстве 17 ниже пакера 4 основной скважины 2.In the initial position in the main well 2, the main spring 13 balances the difference between the two pressures. The first is the pressure of the working fluid column inside the main pipe string 5, acting on top of the main rod 15 of the main piston 14, and the second is the pressure of the aquifer 1 in the under-packer space 17 below the packer 4 of the main well 2.
В исходном положении в дополнительной скважине 2′ дополнительная пружина 13′ уравновешивает разницу двух давлений. Первое - это давление столба рабочей жидкости внутри дополнительной колонны труб 5′, воздействующего сверху на дополнительный шток 15′ дополнительного поршня 14′, а второе - это давление водоносного пласта 1′ в подпакерном пространстве 17′ ниже дополнительного пакера 4′ дополнительной скважины 2′.In the initial position in the additional well 2 ′, the additional spring 13 ′ balances the difference in two pressures. The first is the pressure of the working fluid column inside the additional pipe string 5 ′, acting from above on the additional rod 15 ′ of the additional piston 14 ′, and the second is the pressure of the aquifer 1 ′ in the sub-packer space 17 ′ below the additional packer 4 ′ of the additional well 2 ′.
Внутренние полости 18 и 18′ основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров выше основного 14 и дополнительного 14′ поршней соответственно сообщены с подпакерными пространствами 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно посредством технологических отверстий 19 и 19′.The internal cavities 18 and 18 ′ of the main 12 and additional 12 ′ cylinders above the main 14 and additional 14 ′ pistons respectively communicate with the under-pack spaces 17 and 17 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells, respectively, through the technological holes 19 and 19 ′.
Технологические отверстия 19 и 19′ исключают "поршневание" жидкости в процессе работы установки. Основной 14 и дополнительный 14′ поршни герметично посредством уплотнительных элементов 20 и 20′ размещены внутри основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров соответственно.Technological openings 19 and 19 ′ eliminate fluid “pistoning” during the operation of the installation. The main 14 and additional 14 ′ pistons are hermetically sealed by means of sealing elements 20 and 20 ′ inside the main 12 and additional 12 ′ cylinders, respectively.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Перед монтажом установки в основной 2 и дополнительной 2′ скважинах заранее подбирают жесткость основной 13 и дополнительной 13′ пружин, которые воспринимают и удерживают в исходном положении соответственно основной 14 и дополнительный 14′ поршни в основном 12 и дополнительном 12 цилиндрах (см. чертеж), противодействуя разнице давлений, упомянутой выше. Перед запуском установки в работу заполняют основную 5 и дополнительную 5′ колонны труб выше основного 12 и дополнительного 12′ цилиндров, а также внутреннюю полость поршневого насоса 10 рабочей жидкостью, например нефтью.Before installing the unit in the main 2 and additional 2 ′ wells, the stiffness of the main 13 and additional 13 ′ springs is selected in advance, which perceive and hold the main 14 and additional 14 ′ pistons in the main 12 and additional 12 cylinders, respectively (see drawing), counteracting the pressure difference mentioned above. Before starting the installation, the main 5 and additional 5 ′ pipe columns are filled above the main 12 and additional 12 ′ cylinders, as well as the internal cavity of the piston pump 10 with a working fluid, for example, oil.
В процессе работы установки подпакерные пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно заполняются жидкостью из водоносных пластов 1 и 1′ соответственно. Далее запускают установку в работу.During the installation operation, the under-packer spaces 17 and 17 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells, respectively, are filled with liquid from the aquifers 1 and 1 ′, respectively. Next, start the installation into operation.
Для этого с устья основной 2 и дополнительной 2′ скважин любым из известных способов (гидравлическим, механическим и др.) приводится в действие приводной поршень 11, который совершает в поршневом насосе 10 возвратно-поступательные перемещения. В процессе движения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 влево (см. чертеж) в основной скважине 2 происходит цикл нагнетания жидкости из внутренней полости 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12 через основной нагнетательный клапан 6, основной кольцевой канал 8, надпакерное пространство 9 в нефтеносный пласт 3, а в дополнительной скважине 2′ - цикл всасывания жидкости из водоносного пласта 1′ через внутреннее пространство 17′ дополнительной скважины 2′ и дополнительный всасывающий клапан 7′ во внутреннюю полость 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′.To do this, from the mouth of the main 2 and additional 2 ′ wells by any of the known methods (hydraulic, mechanical, etc.), a drive piston 11 is actuated, which reciprocates in the piston pump 10. During the movement of the drive piston 11 in the piston pump 10 to the left (see drawing) in the main well 2, a cycle of pumping fluid from the internal cavity 21 below the main piston 14 of the main cylinder 12 through the main pressure valve 6, the main annular channel 8, the over-packer space 9 into oil reservoir 3, and in the additional well 2 ′, the cycle of liquid suction from the aquifer 1 ′ through the inner space 17 ′ of the additional well 2 ′ and the additional suction valve 7 ′ into the internal cavity 21 ′ below the piston 14 ′ of the additional cylinder 12 ′.
Это происходит благодаря тому, что в основной скважине 2 происходит нагнетание нефти в основную колонну труб 5 (приводной поршень 11, перемещаясь справа налево, вытесняет жидкость из внутренней полости поршневого насоса 10). В результате давление нефти внутри основной колонны труб 5 повышается, что вызывает перемещение основного штока 15 вниз, а следовательно, и жестко связанного с ним снизу основного поршня 14, который, перемещаясь вниз, сжимает основную пружину 13 и вытесняет жидкость из внутренней полости 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12.This is due to the fact that in the main well 2, oil is injected into the main pipe string 5 (the drive piston 11, moving from right to left, displaces the liquid from the internal cavity of the piston pump 10). As a result, the oil pressure inside the main pipe string 5 rises, which causes the main rod 15 to move down, and therefore, rigidly connected to it from the bottom of the main piston 14, which, moving down, compresses the main spring 13 and displaces the liquid from the inner cavity 21 below the main piston 14 of the main cylinder 12.
Далее вытесненная из внутренней полости 21 основного цилиндра 12 жидкость, благодаря тому что основной всасывающий клапан 7 закрывается, а основной нагнетательный клапан 6 открывается, попадает по основному кольцевому каналу 8 в надпакерное пространство 9 и далее в нефтеносный пласт 3, при этом внутренняя полость 18 основного цилиндра 12 выше основного поршня 14 заполняется жидкостью из подпакерного пространства 17 основной скважины 2 сквозь технологические отверстия 19 основного цилиндра 12. При этом в процессе работы установки подпакерные пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин заполняются жидкостью из водоносных пластов 1 и 1′ соответственно.Further, the liquid displaced from the inner cavity 21 of the main cylinder 12, due to the fact that the main suction valve 7 is closed and the main discharge valve 6 is opened, enters through the main annular channel 8 into the over-packer space 9 and then into the oil reservoir 3, while the inner cavity 18 of the main of the cylinder 12 above the main piston 14 is filled with liquid from the sub-packer space 17 of the main well 2 through the technological holes 19 of the main cylinder 12. Moreover, during the operation of the installation, the sub-packer the transports 17 and 17 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells are filled with fluid from the aquifers 1 and 1 ′, respectively.
Цикл нагнетания жидкости в нефтеносный пласт 3 основной скважины 2 продолжается до тех пор, пока приводной поршень 11 не достигнет крайнего левого положения в поршневом насосе 10.The cycle of pumping fluid into the oil reservoir 3 of the main well 2 continues until the drive piston 11 reaches the leftmost position in the piston pump 10.
Одновременно с процессом нагнетания в основной скважине 2, описанным выше, происходит процесс всасывания в дополнительной скважине 2′. Это происходит благодаря тому, что в процессе перемещения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 справа налево происходит заполнение (втягивание) внутренней полости поршневого насоса 10 за приводным поршнем 11 рабочей жидкостью из дополнительной колонны труб 5′. В дополнительной колонне труб 5′ происходит падение давления. Дополнительный поршень 14′ за счет возвратной силы дополнительной пружины 13′ поднимается вверх, при этом дополнительный всасывающий клапан 7′ открывается и происходит заполнение внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ ниже дополнительного поршня 14′ жидкостью из подпакерного пространства 17′ дополнительной скважины 2′, при этом дополнительный нагнетательный клапан 6′ закрывается.Simultaneously with the injection process in the main well 2 described above, a suction process takes place in the additional well 2 ′. This is due to the fact that during the movement of the drive piston 11 in the piston pump 10 from right to left, the inner cavity of the piston pump 10 is filled (retracted) behind the drive piston 11 with a working fluid from an additional pipe string 5 ′. In an additional pipe string 5 ′, a pressure drop occurs. The additional piston 14 ′ rises upward due to the return force of the additional spring 13 ′, and the additional suction valve 7 ′ opens and the inner cavity 21 ′ of the additional cylinder 12 ′ is filled below the additional piston 14 ′ with liquid from the sub-packer space 17 ′ of the additional well 2 ′, the additional discharge valve 6 ′ closes.
В процессе перемещения дополнительного поршня 14′ в дополнительном цилиндре 12′ вверх, находящаяся во внутренней полости 18′ дополнительного цилиндра 12′ выше дополнительного поршня 14′ жидкость через технологические отверстия 19′ вытесняется в подпакерное пространство 17′ дополнительной скважины 2′.In the process of moving the additional piston 14 ′ in the additional cylinder 12 ′ upward, the liquid located in the inner cavity 18 ′ of the additional cylinder 12 ′ above the additional piston 14 ′ is displaced into the sub-packer space 17 ′ of the additional well 2 ′.
Цикл всасывания жидкости в дополнительной скважине 2′ прекращается одновременно с циклом нагнетания в основной скважине 2 тогда, когда приводной поршень 11 в поршневом насосе 10 достигнет крайнего левого положения.The liquid suction cycle in the additional well 2 ′ stops simultaneously with the injection cycle in the main well 2 when the drive piston 11 in the piston pump 10 reaches the leftmost position.
Далее изменяют направление движения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10. Приводной поршень 11 начинает перемещаться обратно (слева направо), при этом в дополнительной скважине 2′ происходит цикл нагнетания жидкости из внутренней полости 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′ через дополнительный нагнетательный клапан 6′ по дополнительному кольцевому каналу 8′ и надпакерное пространство 9′ в нефтеносный пласт 3′, а в основной скважине 2 - цикл всасывания из водоносного пласта 1 через подпакерное пространство 17 и основной всасывающий клапан 7 во внутреннюю полость 21 ниже основного поршня 14 основного цилиндра 12. При этом в дополнительной скважине 2′ происходит нагнетание нефти в дополнительную колонну труб 5′ (приводной поршень 11, перемещаясь слева направо, вытесняет жидкость из внутренней полости поршневого насоса 10). В результате давление нефти внутри дополнительной колонны труб 5′ повышается, что вызывает перемещение дополнительного штока 15′ вниз, а следовательно, и жестко связанного с ним снизу дополнительного поршня 14′, который, перемещаясь вниз, сжимает дополнительную пружину 13′ и вытесняет жидкость из внутренней полости 21′ ниже дополнительного поршня 14′ дополнительного цилиндра 12′.Next, the direction of movement of the drive piston 11 in the piston pump 10 is changed. The drive piston 11 begins to move back (from left to right), while in the additional well 2 ′, a fluid injection cycle from the inner cavity 21 ′ below the additional piston 14 ′ of the additional cylinder 12 ′ through the additional a pressure valve 6 ′ along an additional annular channel 8 ′ and an overpacker space 9 ′ into an oil reservoir 3 ′, and in the main well 2, a suction cycle from an aquifer 1 through the underpacker spaces 17 and the main suction valve 7 into the inner cavity 21 below the main piston 14 of the main cylinder 12. In this case, in the additional well 2 ′, oil is injected into the additional pipe string 5 ′ (the driving piston 11, moving from left to right, displaces the fluid from the internal cavity of the piston pump 10). As a result, the oil pressure inside the additional pipe string 5 ′ rises, which causes the additional rod 15 ′ to move down, and hence the additional piston 14 ′ rigidly connected to it from below, which, moving downward, compresses the additional spring 13 ′ and displaces the fluid from the inner cavity 21 ′ below the additional piston 14 ′ of the additional cylinder 12 ′.
Далее вытесненная из внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ жидкость, благодаря тому что дополнительный всасывающий клапан 7′ закрывается, а дополнительный нагнетательный клапан 6′ открывается, по дополнительному кольцевому каналу 8′ через надпакерное пространство 9′ выше дополнительного пакера 4′ попадает в нефтеносный пласт 3′, при этом внутренняя полость 18′ дополнительного цилиндра 12′ выше дополнительного поршня 14′ заполняется жидкостью из подпакерного пространства 17′ дополнительной скважины 2′ сквозь технологические отверстия 19′ дополнительного цилиндра 12′.Further, the liquid displaced from the inner cavity 21 ′ of the additional cylinder 12 ′, due to the fact that the additional suction valve 7 ′ is closed and the additional pressure valve 6 ′ is opened, through the additional annular channel 8 ′ through the overpacker space 9 ′ above the additional packer 4 ′ it enters the oil formation 3 ′, while the internal cavity 18 ′ of the additional cylinder 12 ′ above the additional piston 14 ′ is filled with fluid from the sub-packer space 17 ′ of the additional well 2 ′ through the process The holes 19 ′ of the auxiliary cylinder 12 ′.
Цикл нагнетания жидкости в нефтеносный пласт 3′ дополнительной скважины 2′ продолжается до тех пор, пока приводной поршень 11 не достигнет крайнего правого положения в поршневом насосе 10.The cycle of fluid injection into the oil reservoir 3 ′ of the additional well 2 ′ continues until the drive piston 11 reaches the rightmost position in the piston pump 10.
Одновременно с процессом нагнетания в дополнительной скважине 2′, описанным выше, происходит процесс всасывания в основной скважине 2 из-за того, что в процессе перемещения приводного поршня 11 в поршневом насосе 10 слева направо происходит заполнение (втягивание) внутренней полости поршневого насоса 10 перед приводным поршнем 11 рабочей жидкостью из основной колонны труб 5.Simultaneously with the injection process in the additional well 2 ′ described above, the suction process takes place in the main well 2 due to the fact that during the movement of the drive piston 11 in the piston pump 10 from left to right, the internal cavity of the piston pump 10 is filled (retracted) in front of the drive the piston 11 working fluid from the main pipe string 5.
В основной колонне труб 5 происходит падение давления. Основной поршень 14 за счет возвратной силы основной пружины 13 поднимается вверх, при этом основной всасывающий клапан 7 открывается и происходит заполнение внутренней полости 21 основного цилиндра 12 ниже основного поршня 14 жидкостью из подпакерного пространства 17 основной скважины 2, при этом основной нагнетательный клапан 6 закрывается.In the main pipe string 5, a pressure drop occurs. The main piston 14 rises due to the return force of the main spring 13, while the main suction valve 7 opens and the inner cavity 21 of the main cylinder 12 is filled below the main piston 14 with liquid from the sub-packer space 17 of the main well 2, while the main pressure valve 6 is closed.
В процессе перемещения основного поршня 14 в основном цилиндре 12 вверх, находящаяся во внутренней полости 18 основного цилиндра 12 выше основного поршня 14 жидкость через технологические отверстия 19 вытесняется в подпакерное пространство 17 основной скважины 2.In the process of moving the main piston 14 in the main cylinder 12 upward, located in the inner cavity 18 of the main cylinder 12 above the main piston 14, the liquid is forced through the technological holes 19 into the under-packer space 17 of the main well 2.
Цикл всасывания жидкости в основной скважине 2 прекращается одновременно с циклом нагнетания в дополнительной скважине 2′ тогда, когда приводной поршень 11 в поршневом насосе 10 достигнет крайнего правого положения.The liquid suction cycle in the main well 2 stops simultaneously with the injection cycle in the additional well 2 ′ when the drive piston 11 in the piston pump 10 reaches the extreme right position.
В дальнейшем цикл работы установки повторяется. В процессе циклической закачки жидкости в нефтеносные пласты 3 и 3′ может закончиться жидкость в одной или сразу в обоих подпакерных пространствах 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно.In the future, the installation cycle is repeated. In the process of cyclic fluid injection into oil-bearing strata 3 and 3 ′, the fluid may end in one or both subpacker spaces 17 and 17 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells, respectively.
Это произойдет, если производительность поршневого насоса 10 превышает дебит (отдачу) жидкости водоносных пластов 1 и 1′ во внутренние пространства 17 и 17′ основной 2 и дополнительной 2′ скважин соответственно.This will happen if the performance of the piston pump 10 exceeds the flow rate (return) of the fluid of the aquifers 1 and 1 ′ to the interior spaces 17 and 17 ′ of the main 2 and additional 2 ′ wells, respectively.
По окончании жидкости во внутреннем пространстве 17 основной скважины 2 и/или во внутреннем пространстве 17′ дополнительной скважины 2′ прекращается заполнение жидкостью внутренней полости 21 основного цилиндра 12 ниже основного поршня 14 и/или внутренней полости 21′ дополнительного цилиндра 12′ ниже дополнительного поршня 14′, в связи с чем уменьшается нагрузка на приводе, приводящем в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, в ту или другую сторону, на что реагирует датчик нагрузки (на чертеже не показано). Датчик нагрузки подает сигнал на пульт управления для отключения привода при достижении минимальной нагрузки на приводе приводного штока 22, перемещающем приводной поршень 11 поршневого насоса 10.Upon completion of the liquid in the inner space 17 of the main well 2 and / or in the inner space 17 ′ of the additional well 2 ′, liquid filling of the inner cavity 21 of the main cylinder 12 below the main piston 14 and / or the inner cavity 21 ′ of the additional cylinder 12 ′ below the additional piston 14 ′, And therefore the load on the drive that drives the drive piston 11 of the piston pump 10 decreases in one direction or another, to which the load sensor responds (not shown in the drawing). The load sensor sends a signal to the control panel to turn off the drive when the minimum load on the drive of the drive rod 22, which moves the drive piston 11 of the piston pump 10, is reached.
Установка отключается на время заполнения внутреннего пространства 17 основной скважины 2 жидкостью из водоносного пласта 1 и/или внутреннего пространства 17′ дополнительной скважины 2′ жидкостью из водоносного пласта 1′, при этом в процессе заполнения происходит тестирование нагрузки на приводном штоке 22, приводящем в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10.The installation is turned off while filling the inner space 17 of the main well 2 with fluid from the aquifer 1 and / or the inner space 17 ′ of the secondary well 2 ′ with fluid from the aquifer 1 ′, and during the filling process, the load is tested on the drive rod 22, which drives drive piston 11 of the piston pump 10.
Нагрузка на приводе приводного штока 22, приводящего в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, увеличивается по мере заполнения внутреннего пространства 17 основной скважины 2 жидкостью и/или внутреннего пространства 17′ дополнительной скважины 2′ жидкостью из водоносного пласта 1′ и по мере достижения максимальной нагрузки на приводе приводного штока 22, приводящего в действие приводной поршень 11 поршневого насоса 10, датчик дает сигнал на пульт управления на включение привода и установка начинает снова работать.The load on the actuator of the actuating rod 22, actuating the actuating piston 11 of the piston pump 10, increases as the inner space 17 of the main well 2 is filled with liquid and / or the inner space 17 ′ of the additional well 2 ′ is liquid from the aquifer 1 ′ and as the maximum load on the actuator of the drive rod 22, actuating the drive piston 11 of the piston pump 10, the sensor gives a signal to the control panel to turn on the drive and the installation starts to work again.
В предлагаемой установке для закачки жидкости из водоносных пластов скважин в нефтеносные пласты рабочая жидкость герметично разделена от жидкости, закачиваемой из водоносных пластов в нефтеносные пласты, а поскольку в процессе работы они не контактируют друг с другом, то это позволяет повысить эффективность работы установки и избежать частой замены рабочей жидкости, что сокращает материальные затраты в процессе эксплуатации установки. Кроме того, использование установки на две скважины позволяет сократить затраты потребляемой электроэнергии.In the proposed installation for pumping fluid from aquifers to oil reservoirs, the working fluid is hermetically separated from the fluid pumped from aquifers to oil reservoirs, and since they do not contact each other during operation, this improves the efficiency of the installation and avoids frequent replacement of the working fluid, which reduces material costs during operation of the installation. In addition, the use of a two-well installation can reduce the cost of electricity consumed.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006110922/03A RU2310065C1 (en) | 2006-04-04 | 2006-04-04 | Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006110922/03A RU2310065C1 (en) | 2006-04-04 | 2006-04-04 | Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2310065C1 true RU2310065C1 (en) | 2007-11-10 |
Family
ID=38958303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006110922/03A RU2310065C1 (en) | 2006-04-04 | 2006-04-04 | Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2310065C1 (en) |
-
2006
- 2006-04-04 RU RU2006110922/03A patent/RU2310065C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗАХАРЧУК 3.И. Закачка пластовых вод погружными электронасосами. Тематический научно-технический сборник "Применение бесштанговых насосов на нефтепромыслах". - М.: ГосИНТИ, 1962, с.22-48. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4490095A (en) | Oilwell pump system and method | |
| US20160145958A1 (en) | Production packer-setting tool with electrical control line | |
| US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
| RU2116512C1 (en) | Electrohydraulic power driven well pump unit | |
| RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
| RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
| RU2310065C1 (en) | Device for liquid injection from water-bearing well reservoirs in oil-bearing reservoirs | |
| RU2307238C1 (en) | Device for fluid injection from water-bearing reservoirs into oil-bearing ones | |
| RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
| RU2305759C1 (en) | Plant for fluid injection from water-bearing well reservoir in oil-bearing reservoir | |
| RU2321740C2 (en) | Method and device for well testing with the use of submersed pumping equipment | |
| RU2305760C1 (en) | Plant for fluid injection from water-bearing well reservoir in oil-bearing reservoir | |
| RU2293215C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
| RU2287672C1 (en) | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed | |
| RU2166668C1 (en) | Electrohydraulic oil-well pumping unit | |
| RU58604U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
| RU2288353C1 (en) | Plant for forcing liquid from water-bearing bed of well into oil-bearing bed | |
| RU2321729C1 (en) | Device for liquid injection from upper water-bearing well reservoir into lower oil-bering reservoir | |
| RU70684U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
| RU2549937C1 (en) | Downhole pump | |
| CN104704196A (en) | Wireline pump | |
| RU61339U1 (en) | DEVICE FOR LIQUID INJECTION OF A WATER LINE IN A WELL LINE IN AN OIL LINE | |
| RU72014U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES | |
| RU59134U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
| RU2739807C1 (en) | Installation for pumping liquid from lower to upper formation of well (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160405 |