RU2397318C1 - System for pumping displacement agent into pressure wells - Google Patents

System for pumping displacement agent into pressure wells Download PDF

Info

Publication number
RU2397318C1
RU2397318C1 RU2009124535/03A RU2009124535A RU2397318C1 RU 2397318 C1 RU2397318 C1 RU 2397318C1 RU 2009124535/03 A RU2009124535/03 A RU 2009124535/03A RU 2009124535 A RU2009124535 A RU 2009124535A RU 2397318 C1 RU2397318 C1 RU 2397318C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
pressure
injection
formations
pumping
Prior art date
Application number
RU2009124535/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рустем Бариевич Фаттахов (RU)
Рустем Бариевич Фаттахов
Рифхат Зиннурович Сахабутдинов (RU)
Рифхат Зиннурович Сахабутдинов
Михаил Алексеевич Абрамов (RU)
Михаил Алексеевич Абрамов
Валерий Фёдорович Степанов (RU)
Валерий Фёдорович Степанов
Андрей Александрович Арсентьев (RU)
Андрей Александрович Арсентьев
Владимир Александрович Коннов (RU)
Владимир Александрович Коннов
Сергей Александрович Соболев (RU)
Сергей Александрович Соболев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2009124535/03A priority Critical patent/RU2397318C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2397318C1 publication Critical patent/RU2397318C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: system consists of separate channels for supply of displacement agent, and of immersed pumps lowered into bore pits and coupled with corresponding wells by means of discharge pipelines. Also bore pits are coupled with corresponding separate channels. According to the invention the pressure wells are divided into groups of high penetrability of formations and groups of low penetrability of formations equipped with bore pits and immersed pumps to form required additional pressure for pumping working substance into groups of wells with low penetrability of formations. Also groups of wells with similar penetrability of formations communicate with corresponding separate channels, wherein there is created pressure sufficient for pumping working substance into wells of high penetration. To create optimal operation of the immersed pumps, facilities with controlled hydro-resistance are arranged between the bore pits and corresponding separate channels. Also the immersed pumps and facilities with controlled hydro-resistance are equipped with corresponding by-pass lines with back valves.
EFFECT: reduced power consumption for pumping displacement agent.
1 ex, 1 tbl, 1 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системе закачки жидкости (вода) в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления.The proposal relates to the oil industry, in particular, to a system for pumping liquid (water) into the reservoir in order to displace oil and maintain reservoir pressure.

Известна система поддержания пластового давления (см. Учебное пособие. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений, авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.181-183), включающая кустовую насосную станцию с насосом высокого давления, водоводы от кустовой насосной станции к нагнетательным скважинам, нагнетательные скважины, работающие при различных давлениях нагнетания. Эта система принята за аналог.A well-known reservoir pressure maintenance system (see. Training manual. Operation of reservoir pressure maintenance systems in the development of oil fields, auth. Zeygman Yu.V., Ufa: Publishing House UGNTU, 2007, p.181-183), including a well pump station with high pressure pump, water conduits from the cluster pump station to injection wells, injection wells operating at various injection pressures. This system is taken as an analog.

Известная система закачки жидкости в пласты для поддержания пластового давления имеет следующие недостатки:The known system for pumping fluid into the reservoirs to maintain reservoir pressure has the following disadvantages:

- на кустовой насосной станции и в водоводах необходимо поддерживать максимальное давление, соответствующее уровню приемистости низкопроницаемого пласта, что приводит к оснащению кустовых насосных станций мощными высоконапорными насосами;- at the cluster pump station and in the water conduits, it is necessary to maintain the maximum pressure corresponding to the injectivity level of the low-permeability formation, which leads to equipping the cluster pump stations with powerful high-pressure pumps;

- создание высоких давлений на водоводах приводит к увеличению количества порывов на них;- the creation of high pressures on the conduits leads to an increase in the number of gusts on them;

- использование штуцеров для регулирования объемов закачиваемой воды в пласты с высокой проницаемостью и повышения давления закачки в пласты с низкой проницаемостью существенно увеличивает энергетические затраты на осуществление технологии.- the use of fittings to control the volume of injected water into reservoirs with high permeability and to increase the injection pressure into reservoirs with low permeability significantly increases the energy costs of implementing the technology.

Известна система для осуществления способа закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины (см. Патент РФ №2079640, 6 E21B 43/20. Опубл. БИ №14 от 20.05.1997 г.), включающая шурф с погружным насосом высокого давления, водоводы от шурфа к нагнетательным скважинам, нагнетательные скважины, работающие при различных давлениях нагнетания. Эта система принята за наиболее близкий аналог.A known system for implementing a method for pumping a displacing agent into injection wells (see RF Patent No. 2079640, 6 E21B 43/20. Publ. BI No. 14 of 05/20/1997), including a pit with a high-pressure submersible pump, pipelines from the pit to injection wells, injection wells operating at various injection pressures. This system is taken as the closest analogue.

Известная система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины имеет следующие недостатки:The known system for pumping a displacing agent into injection wells has the following disadvantages:

- погружные центробежные насосы типа УЭЦН, используемые в шурфе, имеют ограниченность применения вследствие низкого коэффициента полезного действия (КПД) в сравнении с насосами типа ЦНС, используемых на КНС;- submersible centrifugal pumps of the ESP type, used in the pit, have limited application due to the low coefficient of performance (EFFICIENCY) in comparison with pumps of the CNS type used at the pumping station;

- коэффициент полезного действия (КПД) погружного центробежного насоса типа УЭЦН, используемого в шурфе, значительно уменьшается при работе в режимах, отличных от номинальных;- the coefficient of performance (COP) of a submersible centrifugal pump of the type ESP used in the pit is significantly reduced when operating in modes other than nominal;

- при использовании воды из водоводов высокого давления снижается надежность работы насоса в шурфе и оборудования шурфа (при высоком давлении на приеме насоса снижается долговечность уплотнительных узлов и велики нагрузки на обсадную колонну шурфа).- when using water from high pressure pipelines, the reliability of the pump in the pit and the pit equipment decreases (with high pressure at the pump inlet, the durability of the sealing units decreases and the loads on the pit casing are high).

Технической задачей предлагаемого изобретения является снижение энергетических затрат на закачку вытесняющего агента за счет закачки части объема воды в нагнетательные скважины низкопроницаемых пластов более эффективным насосом КНС и повышение надежности работы погружного насоса и оборудования шурфа за счет снижения давления в системе.The technical task of the invention is to reduce the energy costs for pumping a displacing agent by pumping part of the volume of water into injection wells of low-permeability formations with a more efficient pump pump and increase the reliability of the submersible pump and pit equipment by reducing the pressure in the system.

Техническая задача решается системой закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, включающей кустовую насосную станцию с насосом высокого давления, погружные насосы, спущенные в специальные шурфы и связанные с соответствующими скважинами выкидными линиями, отдельные каналы для подачи вытесняющего агента к нагнетательным скважинам, нагнетательные скважины, работающие при различных давлениях нагнетания,The technical problem is solved by a system for pumping a displacing agent into injection wells, including a cluster pump station with a high pressure pump, submersible pumps lowered into special pits and flow lines connected to corresponding wells, separate channels for supplying a displacing agent to injection wells, injection wells operating at different discharge pressures

Новым является то, что в системе закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины нагнетательные скважины разделены на группы с высокой проницаемостью пластов и низкой проницаемостью пластов, которые оборудуют шурфами с погружными насосами для создания необходимого дополнительного давления закачки рабочего агента в группы скважин с низкой проницаемостью пластов, при этом группы скважин с одинаковой проницаемостью пластов сообщены с соответствующими отдельными каналами, в которых создано давление, достаточное для нагнетания рабочего агента в высокопроницаемые скважины, причем между шурфами и соответствующими отдельными каналами установлены регулируемые гидросопротивления для создания оптимальной работы погружных насосов, а погружные насосы и регулируемые сопротивления снабжены соответствующими байпасными линиями с обратными клапанами.New is that in the system for pumping a displacing agent into injection wells, injection wells are divided into groups with high permeability of formations and low permeability of formations, which are equipped with pits with submersible pumps to create the necessary additional pressure for pumping a working agent into groups of wells with low permeability of formations, this group of wells with the same permeability of the reservoirs are communicated with the corresponding individual channels in which a pressure is created sufficient to pump p bochego agent into highly permeable hole, wherein between the individual pits, and respective channels are installed adjustable hydraulic resistance for optimum operation of submersible pumps and submersible pumps and adjustable resistance bypass lines are provided with respective check valves.

На чертеже представлена технологическая схема системы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины.The drawing shows a process diagram of a system for pumping a displacing agent into injection wells.

Она содержит приемный водовод 1 кустовой насосной станции 2, насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2, выкидной водовод 4 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 5 с отдельными каналами 6, 7, 8, 9, 10, 11 для подачи вытесняющего агента в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов, погружной насос 16, спущенный в специальный шурф 17 с выкидными линиями 18, 19, 20 для подачи вытесняющего агента в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов, регулируемое гидросопротивление 23. Погружной насос 16 и регулируемое гидросопротивление 23 снабжены байпасной линией 24 с обратным клапаном 25 и задвижкой 26.It contains a receiving conduit 1 of a cluster pump station 2, a high pressure pump 3 of a cluster pump station 2, a discharge conduit 4 of a cluster pump station 2, a comb unit 5 with separate channels 6, 7, 8, 9, 10, 11 for supplying a displacing agent to the discharge wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of the reservoirs, a submersible pump 16, lowered into a special pit 17 with flow lines 18, 19, 20 for supplying a displacing agent to injection wells 21, 22 with low permeability of the reservoirs, adjustable hydraulic resistance 23. Submersible pump 16 and regulate the resistivity 23 provided with a bypass line 24 with a check valve 25 and a gate valve 26.

Схема работает следующим образом (см. чертеж). Существующий насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2 заменяется на насос меньшего напора, тем самым снижается давление в отдельных каналах 6, 7, 8, 9, 10, 11 до давления нагнетания вытесняющего агента в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов, благодаря этому исключается применение перед ними штуцеров. Насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2 является основным и обеспечивает 100% заданного объема закачки в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов и обеспечивает частичные объемы закачки в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов, определяемые их коэффициентами приемистости; обычно не более 90% от заданного объема закачки в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов. В качестве вытесняющего агента используется технологическая вода водоочистной станции (на чертеже не показана), подключенной к приемному водоводу 1 кустовой насосной станции 2. Оснащают погружной насос 16, размещенный в специальном шурфе 17, регулируемым гидросопротивлением 23, байпасной линией 24 с обратным клапаном 25, а также задвижкой 26. Регулируемое гидросопротивление 23 (например, штуцер, задвижка со штуцирующими насадками, редукционный клапан и др.) предназначено для снижения давления на приеме погружного насоса 16 до оптимального (или допустимого). Погружной насос 16 используется как дожимной подкачивающий насос для подкачки технологической воды в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов. Специальный шурф 17 размещают в непосредственной близости от нагнетательных скважин 21, 22 с низкой проницаемостью пластов. На отдельных каналах 6, 7, 8, 9, 10, 11, соединяющих выкидной водовод 4 кустовой насосной станции 2 через блок гребенки 5 с нагнетательными скважинами 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов и с меньшим давлением нагнетания (в сравнении с нагнетательными скважинами 21, 22), установка штуцеров не требуется.The scheme works as follows (see drawing). The existing high-pressure pump 3 of the cluster pumping station 2 is replaced with a pump of lower pressure, thereby reducing the pressure in individual channels 6, 7, 8, 9, 10, 11 to the pressure of the displacing agent in the injection wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of the layers, due to this, the use of fittings in front of them is excluded. The high-pressure pump 3 of the cluster pumping station 2 is the main one and provides 100% of the specified volume of injection into injection wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of formations and provides partial volumes of injection into injection wells 21, 22 with low permeability of formations, determined by their coefficients pickup; usually not more than 90% of a given volume of injection into injection wells 21, 22 with low permeability of formations. The process water of a water treatment plant (not shown) is used as a displacing agent, connected to a receiving conduit 1 of a cluster pumping station 2. Equipped with a submersible pump 16 located in a special pit 17, regulated by a hydraulic resistance 23, a bypass line 24 with a check valve 25, and also with a valve 26. Adjustable hydraulic resistance 23 (for example, a fitting, a valve with fitting nozzles, a pressure reducing valve, etc.) is designed to reduce the pressure at the intake of the submersible pump 16 to the optimum (or to empty). Submersible pump 16 is used as a booster booster pump for pumping process water into injection wells 21, 22 with low permeability of formations. A special pit 17 is placed in close proximity to the injection wells 21, 22 with low permeability of the formations. On separate channels 6, 7, 8, 9, 10, 11, connecting the discharge flow line 4 of the cluster pump station 2 through the comb unit 5 with injection wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of formations and with lower injection pressure (in comparison with injection wells 21, 22), installation of fittings is not required.

Включают насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2, который закачивает технологическую воду через выкидной водовод 4, блок гребенки 5, отдельные каналы 6, 7, 8, 9, 10, 11 в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов, а через байпасную линию 24, обратный клапан 25, выкидные линии 18, 19, 20 в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов с давлением нагнетания, характерным для пластов с высокой проницаемостью. При этом в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с высокой проницаемостью пластов обеспечивается 100% заданного объема закачки, а в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов обеспечивается часть объема закачки, определяемая коэффициентами приемистости нагнетательных скважин; обычно не более 90% от заданного объема закачки.They include a high-pressure pump 3 of a cluster pumping station 2, which pumps process water through a discharge conduit 4, a comb unit 5, separate channels 6, 7, 8, 9, 10, 11 into injection wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of formations and through the bypass line 24, the check valve 25, flow lines 18, 19, 20 to the injection wells 21, 22 with low permeability of the formations with a discharge pressure characteristic of formations with high permeability. At the same time, 100% of the specified injection volume is provided to injection wells 12, 13, 14, 15 with high permeability of formations, and a part of the injection volume determined by injectivity coefficients of injection wells is provided to injection wells 21, 22 with low permeability of formations; usually not more than 90% of a given injection volume.

Оставшийся объем закачки в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов при работающем насосе высокого давления 3 кустовой насосной станции 2 обеспечивает погружной насос 16, спущенный в специальный шурф 17 с давлением нагнетания, характерным для пластов с низкой проницаемостью. При этом регулируемое гидросопротивление 23 снижает давление на приеме погружного насоса 16 до оптимального (допустимого для данного типа насоса). Погружной насос 16 закачивает технологическую воду через задвижку 26, выкидные линии 18, 19, 20 в нагнетательные скважины 21, 22 с низкой проницаемостью пластов. При этом обратный клапан 25 закрывается, технологическая вода при этом поступает в выкидную линию 18 не по байпасной линии 24, а перекачивается погружным насосом 16 до выполнения заданного объема закачки в нагнетательные скважины 21, 22.The remaining volume of injection into injection wells 21, 22 with low permeability of the formations while the high pressure pump 3 is operating at the cluster pump station 2 is provided by a submersible pump 16, lowered into a special pit 17 with an injection pressure characteristic of formations with low permeability. At the same time, the adjustable hydraulic resistance 23 reduces the pressure at the intake of the submersible pump 16 to the optimum (acceptable for this type of pump). Submersible pump 16 pumps the process water through the valve 26, flow lines 18, 19, 20 into injection wells 21, 22 with low permeability of formations. In this case, the check valve 25 closes, the process water in this case enters the flow line 18 not along the bypass line 24, but is pumped by the submersible pump 16 until the specified injection volume is performed into the injection wells 21, 22.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Имеется задание по закачке в нагнетательные скважины. Нагнетательные скважины имеют следующие характеристики. Нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 с меньшим давлением нагнетания (в сравнении со скважинами 21, 22) и вскрывшие пласты с высокой проницаемостью:There is a task for injection into injection wells. Injection wells have the following characteristics. Injection wells 12, 13, 14, 15 with lower injection pressure (in comparison with wells 21, 22) and open reservoirs with high permeability:

- скважина 12 - закачка 220 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 13 - закачка 220 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 14 - закачка 200 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 15 - закачка 160 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа.- well 12 - injection 220 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 13 - injection 220 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 14 - injection 200 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 15 — injection of 160 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa.

Нагнетательные скважины 21, 22 более высокого давления нагнетания и вскрывшие пласты с низкой проницаемостью:Injection wells 21, 22 with a higher injection pressure and open reservoirs with low permeability:

- скважина 21 - закачка 80 м3/сут при давлении закачки 12,8 МПа, скважина 22 -закачка 80 м3/сут при давлении закачки 12,8 МПа.- hole 21 - injection 80 m 3 / day at injection pressure of 12.8 MPa, a well 22 -zakachka 80 m 3 / day at injection pressure of 12.8 MPa.

Насос высокого давления 3 (основной) типа ЦНС 40-1100 кустовой насосной станции 2 обеспечивает закачку технологической воды в объеме 800 м3/сут в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15 и суммарно закачку технологической воды в объеме 110 м3/сут в нагнетательные скважины 21, 22 с напором 1100 метров. Погружной центробежный насос УЭЦН 50-1350 - дожимной подкачивающий (учтены потери на подъем воды с шурфа) обеспечивает суммарно закачку технологической воды в объеме 50 м3/сут в нагнетательные скважины 21, 22 с напором 1300 м. Регулируемое гидросопротивление 23 (например, штуцер, задвижка со штуцирующими насадками, редукционный клапан) снижает давления на приеме с 10,0 до 8,0 МПа и оптимизирует работу погружного насоса 16. Суммарная закачка технологической воды в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15, 21, 22 составляет 960 м3/сут.The high-pressure pump 3 (main) type TsNS 40-1100 of a cluster pumping station 2 provides the injection of process water in a volume of 800 m 3 / day into injection wells 12, 13, 14, 15 and the total injection of process water in a volume of 110 m 3 / day injection wells 21, 22 with a pressure of 1100 meters. The UETSN 50-1350 submersible centrifugal pump - a booster pump (losses for rising water from the pit are taken into account) provides a total of 50 m 3 / day of process water pumped into injection wells 21, 22 with a pressure of 1300 m. Adjustable hydraulic resistance 23 (for example, a fitting, valve with fitting nozzles, a pressure reducing valve) reduces the receiving pressure from 10.0 to 8.0 MPa and optimizes the operation of the submersible pump 16. The total injection of process water into the injection wells 12, 13, 14, 15, 21, 22 is 960 m 3 / day

В таблице представлены сравнительные показатели известной (наиболее близкого аналога) и предлагаемой системы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважиныThe table shows the comparative indicators of the known (closest analogue) and the proposed system for pumping a displacing agent into injection wells

ТаблицаTable Сравнительные показатели известных и предлагаемого объекта-устройстваComparative indicators of the known and proposed object device ПоказательIndicator Значения показателей при известной (наиболее близкий аналог) и предлагаемой системахValues with known (closest analogue) and proposed systems известнаяfamous предлагаемаяproposed Закачка технологической воды, м3/годProcess water injection, m 3 / year 350,4350,4 350,4350,4 Стоимость используемого оборудования, всего тыс. руб.The cost of the equipment used, total thousand rubles 1980,01980,0 1922,51922.5 в том числе:including:     - насосный агрегат, ЦНС 40-1400- pump unit, central nervous system 40-1400 1500,01,500.0   - насосный агрегат, ЦНС 40-1100- pump unit, central nervous system 40-1100   1350,01350.0 - погружной центробежный насос УЭЦН 50-1350- submersible centrifugal pump UETSN 50-1350   350,0350,0 - водовод L=10 м, D=89×7 мм- water conduit L = 10 m, D = 89 × 7 mm   19,319.3 - обратный клапан- check valve   83,083.0 - задвижка со штуцирующими насадками, 1 шт.- valve with fitting nozzles, 1 pc.   120,2120,2 - задвижка со штуцирующими насадками, 4 шт.- gate valve with nozzles, 4 pcs. 480,8480.8   Затраты энергии на закачку воды, тыс. кВт·час/годEnergy costs for water injection, thousand kW · h / year 2225,02225.0 1872,01872.0 Стоимость энергии на закачку воды, тыс. руб./годThe cost of energy for water injection, thousand rubles / year 2558,82558.8 2152,82152.8 Удельная частота порывов на водоводах, шт./кмSpecific frequency of gusts in waterways, pcs / km 0,0290,029 0,0170.017 Затраты на ликвидацию порывов, тыс. руб./годCosts to eliminate gusts, thousand rubles / year 1900,21900,2 1114,51114.5

Из таблицы видно, что при близких по величине затратах по известной и предлагаемой схемам (около 2,0 млн. руб.) в предлагаемой системе закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины затраты энергии на закачку воды на 406 тыс. руб. (15,9%) ниже, чем по известной системе; эффект от снижения количества порывов на водоводах составит 785,7 тыс. руб.The table shows that at similar costs according to the known and proposed schemes (about 2.0 million rubles) in the proposed system for pumping a displacing agent into injection wells, the cost of energy for pumping water is 406 thousand rubles. (15.9%) lower than the known system; the effect of reducing the number of gusts in the pipelines will be 785.7 thousand rubles.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины достигается за счет снижения энергетических затрат на закачку вытесняющего агента за счет закачки части объема воды в нагнетательные скважины низкопроницаемых пластов более эффективным насосом КНС и повышением надежности оборудования шурфа за счет снижения давления в системе.The technical and economic efficiency of the proposed system for pumping a displacing agent into injection wells is achieved by reducing the energy costs for pumping a displacing agent by injecting a part of the volume of water into the injection wells of low-permeability formations with a more efficient pump of the pumping station and increasing the reliability of the pit equipment by reducing the pressure in the system.

Использование данного изобретения в нефтяной промышленности:The use of this invention in the oil industry:

- обеспечивает возможность использования погружных центробежных насосов типа УЭЦН шурфа с ограниченным допустимым входным давлением;- provides the possibility of using submersible centrifugal pumps of the ESP type of a pit with a limited allowable inlet pressure;

- обеспечивает повышение надежности и увеличение межремонтного периода оборудования специального шурфа и шурфной установки в целом за счет снижения давления в обсадной колонне специального шурфа;- provides increased reliability and an increase in the overhaul period of the equipment of the special pit and the pit installation as a whole by reducing the pressure in the casing of the special pit;

- позволяет для закачки части объема воды применять насос КНС, имеющий более высокий КПД в сравнении с погружным центробежным насосом типа УЭЦН специального шурфа;- allows for pumping part of the volume of water to use the pump KNS, which has a higher efficiency in comparison with a submersible centrifugal pump type ESP special pit;

- сокращает время работы погружного центробежного насоса типа УЭЦН, в результате чего обеспечивается снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды;- reduces the operating time of a submersible centrifugal pump type ESP, as a result of which reduced material costs for maintenance and repair of water injection systems;

- расширяет применение типоразмерного ряда погружных центробежных насосов типа УЭЦН за счет использования регулируемого гидросопротивления.- expands the use of a standard size range of submersible centrifugal pumps of the ESP type through the use of adjustable hydraulic resistance.

- снижает давление в водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет этого применение на кустовых насосных станциях более дешевых насосных установок с меньшим напором;- reduces the pressure in the water conduits connected to highly responsive wells, due to this the use of cheaper pumping units with lower head at cluster pumping stations;

- увеличивает срок службы и снижает вероятность порывов на водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет снижения рабочего давления.- increases the service life and reduces the likelihood of gusts in water conduits connected to highly receptive wells, due to a decrease in working pressure.

Таким образом, использование данного изобретения в нефтяной промышленности позволяет снизить затраты на обслуживание и ремонт систем закачки воды, затраты на единицу (1 м3) закачиваемой технологической воды.Thus, the use of this invention in the oil industry can reduce the cost of maintenance and repair of water injection systems, the cost per unit (1 m 3 ) of pumped process water.

Claims (1)

Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, включающая отдельные каналы для подачи вытесняющего агента, погружные насосы, спущенные в шурфы и связанные с соответствующими скважинами выкидными линиями, причем шурфы связаны с соответствующими отдельными каналами, отличающаяся тем, что нагнетательные скважины разделены на группы с высокой проницаемостью пластов и низкой проницаемостью пластов, которые оборудованы шурфами с погружными насосами для создания необходимого дополнительного давления закачки рабочего агента в группы скважин с низкой проницаемостью пластов, при этом группы скважин с одинаковой проницаемостью пластов сообщены с соответствующими отдельными каналами, в которых создано давление, достаточное для нагнетания рабочего агента в высокопроницаемые скважины, причем между шурфами и соответствующими отдельными каналами установлены регулируемые гидросопротивления для создания оптимальной работы погружных насосов, а погружные насосы и регулируемые сопротивления снабжены соответствующими байпасными линиями с обратными клапанами. A system for pumping a displacing agent into injection wells, including separate channels for supplying a displacing agent, submersible pumps lowered into pits and connected to corresponding wells by flow lines, the pits being connected to the corresponding separate channels, characterized in that the injection wells are divided into groups with high permeability formations and low permeability of formations that are equipped with pits with submersible pumps to create the necessary additional injection pressure This is done in groups of wells with low permeability of the reservoirs, while the groups of wells with the same permeability of the reservoirs are connected with the corresponding separate channels, in which the pressure is sufficient to pump the working agent into the highly permeable wells, and adjustable hydraulic resistances are installed between the pits and the corresponding separate channels to create the optimal submersible pumps, and submersible pumps and adjustable resistances are equipped with corresponding bypass lines with check valves.
RU2009124535/03A 2009-06-26 2009-06-26 System for pumping displacement agent into pressure wells RU2397318C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009124535/03A RU2397318C1 (en) 2009-06-26 2009-06-26 System for pumping displacement agent into pressure wells

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009124535/03A RU2397318C1 (en) 2009-06-26 2009-06-26 System for pumping displacement agent into pressure wells

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2397318C1 true RU2397318C1 (en) 2010-08-20

Family

ID=46305521

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009124535/03A RU2397318C1 (en) 2009-06-26 2009-06-26 System for pumping displacement agent into pressure wells

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2397318C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102052067A (en) * 2010-10-16 2011-05-11 中国石油大学(华东) In-depth profile control step by step method employing equipressure drop gradient
RU2538553C1 (en) * 2013-10-29 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of oil pool development
RU2545204C1 (en) * 2014-03-26 2015-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System of cluster water injection to reservoir
RU2547029C1 (en) * 2014-04-15 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System of water injection into injectors

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102052067A (en) * 2010-10-16 2011-05-11 中国石油大学(华东) In-depth profile control step by step method employing equipressure drop gradient
CN102052067B (en) * 2010-10-16 2013-10-23 中国石油大学(华东) In-depth profile control step by step method employing equipressure drop gradient
RU2538553C1 (en) * 2013-10-29 2015-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of oil pool development
RU2545204C1 (en) * 2014-03-26 2015-03-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System of cluster water injection to reservoir
RU2547029C1 (en) * 2014-04-15 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина System of water injection into injectors

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101675251B (en) Sealing system device
US11613972B2 (en) System and method for low pressure gas lift artificial lift
RU2397318C1 (en) System for pumping displacement agent into pressure wells
CN207905787U (en) Efficient hydraulic augmented injection equipment
CN104728208A (en) High-power hydraulic driving fracturing-pump pump station system
NO20141023A1 (en) Improved gas lift system for oil production
RU2547029C1 (en) System of water injection into injectors
CN108316900A (en) Efficient hydraulic augmented injection equipment
RU2545204C1 (en) System of cluster water injection to reservoir
RU90859U1 (en) SYSTEM OF MULTI-STAGE LIFTING OF LIQUIDS FROM DRILLING WELLS
RU2014151076A (en) OIL PRODUCING COMPLEX
RU96609U1 (en) SYSTEM OF TRANSPORTATION AND INJECTION OF WATER IN PLAST
RU121319U1 (en) BUST BOILER PUMP UNIT FOR RPM SYSTEM
RU184051U1 (en) DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE
CN201835785U (en) Oil-water well device capable of automatically controlling pressure relief and liquid discharge as well as pumping discharged liquid to production pipeline
RU2747387C2 (en) Method for reducing gas pressure in annulus of marginal wells
RU92090U1 (en) PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM
RU2320861C2 (en) Method for borehole oil production
RU2431739C1 (en) System of pumping underground water into oil reservoir
CN207920787U (en) A kind of oil field water injection wellhead individual well direct-filling type augmented injection pump
RU2747138C1 (en) Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system
RU131069U1 (en) PUMPING PLANT FOR TRANSFER OF WATER IN A WELL FROM PLASTIC INTO PLAST
RU2676780C1 (en) Method of injection of water in the system of supporting the reservoir pressure in weakly permeable headers
CN104975830A (en) Device and method for movable nitrogen production and nitrogen injection
RU2236568C1 (en) Method for extracting an oil deposit

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160627