RU2325514C1 - Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation - Google Patents
Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2325514C1 RU2325514C1 RU2006139499/03A RU2006139499A RU2325514C1 RU 2325514 C1 RU2325514 C1 RU 2325514C1 RU 2006139499/03 A RU2006139499/03 A RU 2006139499/03A RU 2006139499 A RU2006139499 A RU 2006139499A RU 2325514 C1 RU2325514 C1 RU 2325514C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- formation
- pump
- packer
- hole
- 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.There is a method of pumping water into an oil reservoir (copyright certificate SU No. 283120, ЕВВ 43/00, publ. BI No. 31 of 10/06/1970), carried out using an installation for pumping liquid 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 датчиков уровня, емкости, станции 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 stations 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 нагнетания 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 верхний пласт и добычи нефти из нижнего пласта, содержащей колонну труб с пакером, установленным между пластами, насос.This problem is solved by the installation of a pump for pumping fluid into the upper reservoir and oil production from the lower reservoir containing a pipe string with a packer installed between the layers.
Новым является то, что насос выполнен плунжерным, установленным в составе колонны труб, причем пространство колонны труб ниже насоса непосредственно сообщено с нижним пластом через заколонное пространство колонны труб ниже пакера, а заколонное пространство колонны труб выше пакера - с верхним пластом, при этом пакер выполнен в виде эластичной манжеты, поджимаемой снизу перфорированным хвостовиком при его опоре на забой, который снаружи телескопически надет на низ колонны труб с возможностью ограниченного перемещения вверх.What is new is that the pump is made plunger installed in the pipe string, and the space of the pipe string below the pump is directly communicated with the lower layer through the annular space of the pipe string below the packer, and the annular space of the pipe string above the packer with the upper layer, while the packer is made in the form of an elastic cuff, pressed from the bottom by a perforated shank when it is supported on the bottom, which is telescopically worn from the outside on the bottom of the pipe string with the possibility of limited upward movement.
На чертеже схематично изображена установка для закачки жидкости в верхний пласт и добычи нефти из нижнего пласта.The drawing schematically shows the installation for pumping fluid into the upper reservoir and oil production from the lower reservoir.
Установка для закачки жидкости в верхний пласт 1 и добычи нефти из нижнего пласта 2 в скважине 3 содержит колонну труб 4 с пакером 5, установленным между водоносным 1 и нефтеносным 2 пластами, а также насос 6.Installation for pumping fluid into the upper reservoir 1 and oil production from the lower reservoir 2 in the well 3 includes a pipe string 4 with a packer 5 installed between the aquifer 1 and the oil reservoir 2, as well as a pump 6.
Насос 6 выполнен плунжерным и концентрично установлен в составе колонны труб 4. Насос 6 состоит из поршня 7 со сквозными продольными каналами 8 и клапана 9, при этом поршень 7 жестко соединен с колонной насосных штанг 10.The pump 6 is made plunger and concentrically installed in the pipe string 4. The pump 6 consists of a piston 7 with through longitudinal channels 8 and a valve 9, while the piston 7 is rigidly connected to the string of pump rods 10.
Пакер 5 выполнен в виде эластичной манжеты, поджимаемой снизу перфорированным хвостовиком 11 при его опоре на забой 12, который снаружи телескопически надет на низ 13 колонны труб 4 с возможностью ограниченного перемещения вверх. Низ 13 выполнен в виде полого упора, навернутого на нижний конец колонны труб 4.The packer 5 is made in the form of an elastic cuff, pressed from below by a perforated shank 11 when it is supported on the face 12, which is telescopically mounted on the outside of the bottom 13 of the pipe string 4 with limited upward movement. The bottom 13 is made in the form of a hollow stop, screwed onto the lower end of the pipe string 4.
Пространство 14 колонны труб ниже плунжерного насоса 6 непосредственно сообщено с нижним пластом 2 через отверстия 15 перфорированного хвостовика 11 и заколонное пространство 16 колонны труб 4 ниже пакера 5.The space 14 of the pipe string below the plunger pump 6 is directly communicated with the lower layer 2 through the holes 15 of the perforated shank 11 and the annular space 16 of the pipe string 4 below the packer 5.
Заколонное пространство 17 колонны труб 4 выше пакера 5 сообщено с верхним пластом 1.The annular space 17 of the pipe string 4 above the packer 5 is communicated with the upper layer 1.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Перед запуском установки в работу производят компоновку установки в скважине 3, как показано на чертеже.Before starting the installation into operation, the installation of the installation in the well 3 is performed, as shown in the drawing.
Для этого установку в собранном виде спускают в скважину до опоры перфорированного хвостовика нижним торцом в забой 12 скважины 3. Далее производят разгрузку колонны труб 4 на забой скважины 3, при этом пакер 5, выполненный в виде эластичной манжеты, сжимается, расширяясь наружу под воздействием снизу и сверху соответственно перфорированного хвостовика 11 и низа 13 колонны труб 4, выполненного в виде полого упора. Колонну труб 4 полностью разгружают на забой 12 скважины 3, при этом пакер 5 герметично прижимается к внутренним стенкам скважины 3, разделяя заколонные пространства 16 и 17 колонны труб 4.To do this, the assembled installation is lowered into the well to support the perforated liner with the lower end to the bottom 12 of the well 3. Next, the pipe string 4 is unloaded to the bottom of the well 3, while the packer 5, made in the form of an elastic cuff, is compressed, expanding outward under the influence from below and on top, respectively, of the perforated shank 11 and the bottom 13 of the pipe string 4, made in the form of a hollow stop. The column of pipes 4 is completely unloaded to the bottom 12 of the well 3, while the packer 5 is hermetically pressed against the inner walls of the well 3, separating the annular spaces 16 and 17 of the pipe string 4.
После этого обвязывают на устье скважины 3 верхний конец колонны труб 4 с выкидной линией (на чертеже не показано), а заколонное пространство 17 выше пакера 5 на устье скважины 3 соединяют с нагнетательной линией (на чертеже не показано).After that, the upper end of the pipe string 4 with a flow line (not shown) is tied at the wellhead 3, and the annulus 17 above the packer 5 at the wellhead 3 is connected to the injection line (not shown).
После чего запускают установку в работу, при этом для добычи нефти из нефтеносного пласта 2 с устья скважины посредством колонны насосных штанг 10 приводят в действие поршень 7 плунжерного насоса 6, установленного в составе колонны труб 4. Поршень 7 совершает относительно колонны труб 4 ограниченное возвратно-поступательное перемещение. В процессе движения поршня 7 вверх происходит всасывание нефти из нефтеносного пласта 2 через заколонное пространство 16 ниже пакера 5 и отверстия 15 перфорированного хвостовика 11 в пространство 14 колонны труб 4, при этом клапан 9 плунжерного насоса 6 закрыт.After that, the installation is put into operation, while for the extraction of oil from the oil-bearing formation 2 from the wellhead, the piston 7 of the plunger pump 6, which is installed as part of the pipe string 4, is activated by means of the pump rod string 10. The piston 7 makes a limited return relative to the pipe string 4 translational movement. In the process of moving the piston 7 upward, oil is sucked from the oil reservoir 2 through the annulus 16 below the packer 5 and the holes 15 of the perforated liner 11 into the space 14 of the pipe string 4, while the valve 9 of the plunger pump 6 is closed.
Далее происходит перемещение насосных штанг 10 и жестко соединенного с ним поршня 7 плунжерного насоса 6 вниз, при этом клапан 9 плунжерного насоса 8 открывается и происходит заполнение внутреннего пространства 18 колонны труб 4 выше поршня 7 через внутреннее пространство последнего и его сквозные продольные каналы 8. В дальнейшем цикл работы погружного штангового насоса повторяется, при этом происходит заполнение нефтью внутреннего пространства 18 колонны труб 4 выше поршня 7 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 10 and the piston 7 of the plunger pump 6 rigidly connected to it move downward, while the valve 9 of the plunger pump 8 opens and the inner space 18 of the pipe string 4 is filled above the piston 7 through the inner space of the latter and its through longitudinal channels 8. B the further cycle of the submersible sucker-rod pump is repeated, with the filling of the inner space 18 of the pipe string 4 with oil above the piston 7 of the plunger pump 8 and when the oil level in the pipe string 4 is reached stya hole 3 takes place in the oil delivery flow line.
Таким образом, происходит процесс добычи нефти из нефтеносного пласта 2, а одновременно с этим может происходить закачка жидкости (например, сточной воды) в вышележащий пласт 1 скважины 3 по нагнетательной линии (на чертеже не показано) с устья скважины 3 в заколонное пространство 17 колонны труб 4, 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 oil reservoir 2, and at the same time, fluid (for example, wastewater) can be injected into the overlying reservoir 1 of well 3 along the injection line (not shown) from the wellhead 3 into the annulus 17 of the column pipes 4, as the filling of which the fluid is pumped into the reservoir 1 (depending on its injectivity and the set discharge pressure).
Предлагаемая установка для закачки жидкости в верхний пласт и добычи нефти из нижнего 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 нагнетания жидкости в другой пласт скважины позволяет расширить функциональные возможности установки.The proposed installation for pumping fluid into the upper reservoir and oil production from the lower reservoir has a simple design, in addition, the 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 |
---|---|---|---|
RU2006139499/03A RU2325514C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006139499/03A RU2325514C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2325514C1 true RU2325514C1 (en) | 2008-05-27 |
Family
ID=39586618
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006139499/03A RU2325514C1 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2325514C1 (en) |
-
2006
- 2006-11-07 RU RU2006139499/03A patent/RU2325514C1/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 |
---|---|---|
US20090145595A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
US8794305B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
RU2325514C1 (en) | Fluid injection in upper formation and oil extractions from bottom formation | |
RU82750U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
RU2287672C1 (en) | Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed | |
RU62161U1 (en) | INSTALLATION FOR LIQUID INJECTION IN ONE LAYER AND OIL PRODUCTION FROM ANOTHER WELL | |
RU2323329C1 (en) | Device for liquid injection in one well reservoir and oil production from another one | |
RU65120U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU84056U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU2325512C1 (en) | Device for injection of fluid from bottom water producing formation of hole in upper petroliferous formation | |
RU65564U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE | |
RU73026U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES | |
RU53737U1 (en) | DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE | |
RU2321730C1 (en) | Device for liquid injection from upper water-bearing well reservoir into lower oil-bering reservoir | |
RU61786U1 (en) | INSTALLATION FOR FLUID FILLING FROM A WATER PUMP FOR A WELL IN A PETROLEUM | |
RU58604U1 (en) | INSTALLATION FOR HYDROGEN LIQUID INJECTION OF A WELL IN A PETROLEUM OIL | |
RU65118U1 (en) | INSTALLATION FOR LIQUID INJECTION IN ONE LAYER AND OIL PRODUCTION FROM ANOTHER WELL | |
RU2321729C1 (en) | Device for liquid injection from upper water-bearing well reservoir into lower oil-bering reservoir | |
RU72014U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES | |
RU2150024C1 (en) | Pumping unit for oil recovery from deep wells | |
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 |