RU2325513C1 - Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation - Google Patents
Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2325513C1 RU2325513C1 RU2006139561/03A RU2006139561A RU2325513C1 RU 2325513 C1 RU2325513 C1 RU 2325513C1 RU 2006139561/03 A RU2006139561/03 A RU 2006139561/03A RU 2006139561 A RU2006139561 A RU 2006139561A RU 2325513 C1 RU2325513 C1 RU 2325513C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- packer
- formation
- complementary
- pump
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетания жидкости в другой пласт скважины.The invention relates to techniques and technology for the simultaneous selection of products from one formation and injection of fluid into another formation of the well.
Известен способ закачки воды в нефтяной пласт (авторское свидетельство SU №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 (copyright certificate SU No. 283120, ЕВВ 43/00, publ. BI No. 31 dated 06.10.1970), 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, не более +25°С. Увеличение температуры воды до 35-40°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 water temperature, not more than + 25 ° C. Increasing the water temperature to 35-40 ° 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 a container in communication with a pump, while it is equipped with discharge and suction valves installed 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 нагнетательного и всасывающего клапанов, установленных в составе колонны труб, верхнего и нижнего дачиков уровня, емкости, станция управления для переключения направления вращения электродвигателя;firstly, the complexity of the design, due to the presence of discharge and suction valves installed in the pipe string, upper and lower level sensors, tanks, control station for switching the direction of rotation of the electric motor;
во-вторых, насос выполнен в поверхностном исполнении, и поэтому чем меньше пластовое давление и ниже находится водоносный пласт от поверхности, тем ниже эффективность его использования;secondly, the pump is made in the surface design, and therefore the lower the reservoir pressure and the lower the aquifer is from the surface, the lower the efficiency of its use;
в-третьих, установка не позволяет производить одновременный отбор продукции из одного пласта и нагнетать жидкость в другой пласт скважины.thirdly, the installation does not allow simultaneous selection of products from one formation and pumping fluid into another formation of the well.
Технической задачей изобретения является упрощение конструкции установки и повышение эффективности работы насоса с одновременным расширением функциональных возможностей установки за счет одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетанию жидкости в другой пласт скважины.An object of the invention is to simplify the design of the installation and increase the efficiency of the pump while expanding the functionality of the installation due to the simultaneous selection of products from one formation and pumping fluid into another formation of the well.
Указанная задача решается установкой для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта, содержащая колонну труб с пакером, установленным между пластами, насос.This problem is solved by the installation of a pump for pumping fluid into the lower reservoir and oil production from the upper reservoir, containing a pipe string with a packer installed between the layers.
Новым является то, что колонна труб выше верхнего пласта снабжена дополнительным пакером, а между пакерами - внутренней герметичной перегородкой, при этом насос выполнен плунжерным, установленным в колонну труб выше перегородки, причем пространство колонны труб между насосом и перегородкой сообщено с верхним пластом, а заколонное пространство колонны труб выше дополнительного пакера - с нижним пластом, при этом пакеры выполнены в виде самоуплотняющихся манжет, не пропускающих к верхнему пласту.What is new is that the pipe string above the upper layer is provided with an additional packer, and between the packers an internal airtight partition, while the pump is plunger mounted in the pipe string above the partition, and the space of the pipe string between the pump and the partition is in communication with the upper layer, and the casing the space of the pipe string above the additional packer is with the lower layer, while the packers are made in the form of self-sealing cuffs that do not pass to the upper layer.
На чертеже схематично изображена установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта.The drawing schematically shows an installation for pumping fluid into the lower reservoir and oil production from the upper reservoir.
Установка для закачки жидкости в нижний пласт 1 и добычи нефти из верхнего пласта 2 в скважине 3 содержит колонну труб 4 с пакером 5, установленным между водоносным 1 и нефтеносным 2 пластами.Installation for pumping fluid into the lower reservoir 1 and oil production from the upper reservoir 2 in the well 3 contains a pipe string 4 with a packer 5 mounted between the aquifer 1 and the oil reservoir 2.
Колонна труб 4 выше верхнего нефтеносного пласта 2 снабжена дополнительным пакером 6, а между пакером 5 и дополнительным пакером 6 - внутренней герметичной перегородкой 7, выше которой в колонне труб 4 установлен плунжерный насос 8, состоящий из поршня 9 со сквозными продольными каналами 10 и клапана 11, при этом поршень 9 жестко соединен с колонной насосных штанг 12.The pipe string 4 above the upper oil reservoir 2 is provided with an additional packer 6, and between the packer 5 and the additional packer 6 there is an internal sealed partition 7, above which a plunger pump 8 is installed in the pipe string 4, consisting of a piston 9 with through longitudinal channels 10 and valve 11 while the piston 9 is rigidly connected to the column of pump rods 12.
Пространство 13 колонны труб 4 между плунжерным насосом 8 и перегородкой 7 сообщено с нефтеносным пластом 2 посредством радиального отверстия 14, выполненного в корпусе дополнительного пакера 6 и колонне труб 4, а пространство 15 колонны труб 4 выше плунжерного насоса 8 сообщено с выкидной линией (на фиг. не показано) скважины 3.The space 13 of the pipe string 4 between the plunger pump 8 and the baffle 7 is communicated with the oil reservoir 2 through a radial hole 14 made in the housing of the additional packer 6 and the pipe string 4, and the space 15 of the pipe string 4 above the plunger pump 8 is communicated with a discharge line (in FIG. . not shown) wells 3.
Заколонное пространство 16 колонны труб 4 выше дополнительного пакера 6 сообщено с нижележащим пластом 1 посредством кольцевого канала 17, выполненного между колонной труб 4 и дополнительным пакером 6, а также радиального отверстия 18, выполненного в колонне труб 4 ниже перегородки 7 и пространства 19 колонны труб 4 ниже перегородки 7 и сквозных отверстий 20, выполненных в корпусе пакера 5. Пакер 5 и дополнительный пакер 6 выполнены в виде самоуплотняющихся манжет, не пропускающих жидкость к верхнему пласту 2 в процессе работы установки.The annular space 16 of the pipe string 4 above the additional packer 6 is communicated with the underlying formation 1 through an annular channel 17 made between the pipe string 4 and the additional packer 6, as well as a radial hole 18 made in the pipe string 4 below the partition 7 and space 19 of the pipe string 4 below the septum 7 and the through holes 20 made in the packer body 5. The packer 5 and the additional packer 6 are made in the form of self-sealing cuffs that do not allow fluid to pass to the upper layer 2 during installation operation.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Перед запуском установки в работу производят компоновку установки в скважине 3, как показано на чертеже, после чего обвязывают на устье скважины 3 верхний конец колонны труб 4 с выкидной линией (на чертеже не показано), а заколонное пространство 16 на устье скважины 3 соединяют с нагнетательной линией.Before starting the installation into operation, the installation of the installation is carried out in the well 3, as shown in the drawing, after which the upper end of the pipe string 4 is tied at the wellhead 3 with a flow line (not shown in the drawing), and the annular space 16 at the wellhead 3 is connected to the injection line.
После чего запускают установку в работу, при этом для добычи нефти из нефтеносного пласта 2 с устья скважины посредством колонны насосных штанг 12 приводят в действие поршень 9 плунжерного насоса 8, установленного концентрично внутри колонны труб 4. Поршень 9 совершает относительно колонны труб 4 ограниченное возвратно-поступательное перемещение. В процессе движения поршня 9 вверх происходит всасывание нефти из нефтеносного пласта 2 через радиальное отверстие 14 в пространство 13 колонны труб 4 между плунжерным насосом 8 и перегородкой 7, при этом клапан 11 плунжерного насоса 8 закрыт.After that, the installation is put into operation, and for the extraction of oil from the oil-bearing formation 2 from the wellhead, the piston 9 of the plunger pump 8, mounted concentrically inside the pipe string 4, is driven by the pump rod string 12. The piston 9 makes a limited return relative to the pipe string 4 translational movement. In the process of moving the piston 9 upward, oil is sucked from the oil reservoir 2 through the radial hole 14 into the space 13 of the pipe string 4 between the plunger pump 8 and the baffle 7, while the valve 11 of the plunger pump 8 is closed.
Далее происходит перемещение насосных штанг 12 и жестко соединенного с ним поршня 9 плунжерного насоса 8 вниз, при этом клапан 11 плунжерного насоса 8 открывается и происходит заполнение пространства 15 колонны труб 4 выше поршня 9 через внутреннее пространство последнего и его сквозные продольные каналы 10. В дальнейшем цикл работы погружного штангового насоса повторяется, при этом происходит заполнение нефтью пространства 15 колонны труб 4 выше поршня 9 плунжерного насоса 8 и при достижении уровня нефти в колонне труб 4 устья скважины 3 происходит поступление нефти в выкидную линию.Next, the pump rods 12 and the piston 9 of the plunger pump 8 rigidly connected to it move downward, while the valve 11 of the plunger pump 8 opens and the space 15 of the pipe string 4 is filled above the piston 9 through the inner space of the latter and its through longitudinal channels 10. Hereinafter the operation cycle of the submersible sucker-rod pump is repeated, with the filling of the space 15 of the pipe string 4 above the piston 9 of the plunger pump 8 and when the oil level in the pipe string 4 of the wellhead 3 occurs um flow of oil in the flow line.
Таким образом, происходит процесс добычи нефти из нефтеносного пласта 2, а одновременно с этим может происходить закачка жидкости (например, сточной воды) в нижележащий пласт 1 скважины 3 по нагнетательной линии (на чертеже не показано) с устья скважины 3 в заколонное пространство 16 колонны труб 4 через кольцевой канал 17, радиальное отверстие 18 колонны труб 4 и далее по пространству 19 колонны труб 4 ниже перегородки 7 через сквозные отверстия 20, выполненные в корпусе пакера 5, попадает в межколонное пространство 21, по мере заполнения которого жидкость закачивается в пласт 1 (в зависимости от его приемистости и установленного давления нагнетания).Thus, there is a process of oil production from the oil reservoir 2, and at the same time, fluid (for example, wastewater) can be injected into the underlying reservoir 1 of the well 3 along the injection line (not shown) from the wellhead 3 into the annular space 16 of the column pipes 4 through the annular channel 17, the radial hole 18 of the pipe string 4 and then through the space 19 of the pipe string 4 below the partition 7 through the through holes 20 made in the packer body 5, enters the annular space 21, as the liquid is filled the bone is pumped into reservoir 1 (depending on its throttle response and set injection pressure).
Предлагаемая установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта имеет простую конструкцию, кроме того, насос глубинного исполнения устанавливается непосредственно в интервале нефтеносного пласта скважины, что позволяет повысить эффективность его работы, а возможность одновременного отбора продукции из одного пласта и нагнетанию жидкости в другой пласт скважины позволяет расширить функциональные возможности установки.The proposed installation for pumping fluid into the lower reservoir and oil production from the upper reservoir has a simple design, in addition, a deep-well pump is installed directly in the interval of the oil reservoir of the well, which improves its efficiency, and the possibility of simultaneous selection of products from one reservoir and injection of fluid into another wellbore allows you to expand the functionality of the installation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006139561/03A RU2325513C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006139561/03A RU2325513C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2325513C1 true RU2325513C1 (en) | 2008-05-27 |
Family
ID=39586617
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006139561/03A RU2325513C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2325513C1 (en) |
Cited By (3)
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 |
RU2492320C1 (en) * | 2012-03-12 | 2013-09-10 | Марат Давлетович Валеев | Electric centrifugal pump set for oil production and water injection |
RU2522837C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection |
-
2006
- 2006-11-07 RU RU2006139561/03A patent/RU2325513C1/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. * |
Cited By (3)
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 |
RU2492320C1 (en) * | 2012-03-12 | 2013-09-10 | Марат Давлетович Валеев | Electric centrifugal pump set for oil production and water injection |
RU2522837C1 (en) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU82750U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
RU2325514C1 (en) | Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation | |
RU2287672C1 (en) | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed | |
RU84056U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2323329C1 (en) | Device for liquid injection in one well reservoir and oil production from another one | |
RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
RU65120U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
RU2321729C1 (en) | Device for liquid injection from upper water-bearing well reservoir into lower oil-bering reservoir | |
RU58604U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
RU62161U1 (en) | INSTALLATION FOR LIQUID INJECTION IN ONE LAYER AND OIL PRODUCTION FROM ANOTHER WELL | |
RU65564U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU61786U1 (en) | INSTALLATION FOR FLUID FILLING FROM A WATER PUMP FOR A WELL IN A PETROLEUM | |
RU2293215C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
RU2321730C1 (en) | Device for liquid injection from upper water-bearing well reservoir into lower oil-bering reservoir | |
RU2393367C1 (en) | Bottom-hole unit | |
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: 20091108 |