RU2531228C1 - Well operation installation - Google Patents
Well operation installation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531228C1 RU2531228C1 RU2013127911/03A RU2013127911A RU2531228C1 RU 2531228 C1 RU2531228 C1 RU 2531228C1 RU 2013127911/03 A RU2013127911/03 A RU 2013127911/03A RU 2013127911 A RU2013127911 A RU 2013127911A RU 2531228 C1 RU2531228 C1 RU 2531228C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- well
- centrifugal pump
- chamber
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров (водозаборных) при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления.The present invention relates to the oil industry and can be used for the operation of water wells with associated oil content in the product, as well as highly water-borne oil wells used as donor wells (water wells) for cross-pumping water in order to maintain reservoir pressure.
Известна «Установка для эксплуатации скважины» (патент RU №2335625, E21B 43/14, опубл. в бюл. №28 от 10.10.208 г), предназначенная для перекачки части добываемой воды из водяного пласта через выкидную линию в нагнетательные скважины, а другой части воды - в вышележащий нефтяной пласт. Установка содержит пакер в промежутке между пластами, колонну насосно-компрессорных труб с радиальными отверстиями для сообщения с затрубном пространством, электроцентробежный насос, снабженный наружным герметизирующим кожухом, приемная часть которого сообщена с подпакерным пластом, а нагнетательная - с полостью колонны насосно-компрессорных труб.The well-known "Installation for the operation of the well" (patent RU No. 2355625, E21B 43/14, published in Bulletin No. 28 of 10/10/208), designed to pump part of the produced water from the reservoir through the flow line into injection wells, and the other parts of water into the overlying oil reservoir. The installation comprises a packer between the layers, a tubing string with radial openings for communication with the annulus, an electric centrifugal pump equipped with an external sealing casing, a receiving part of which communicates with the under-packer formation, and a discharge part with the cavity of the tubing string.
Недостатком установки является то, что при использовании ее для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией или высокообводненных нефтяных скважин в качестве скважин-доноров может происходить попадание нефти в нагнетательные скважины и принимавшей пласт, поскольку в установке не предусмотрена сепарация воды и нефти.The disadvantage of the installation is that when it is used for the operation of water wells with oil-containing products or highly flooded oil wells as donor wells, oil can enter the injection wells and the receiving reservoir, since the installation does not provide for the separation of water and oil.
Наиболее близкой по сущности и достигаемому результату является «Скважинная установка для разделения нефти и воды» (Патент RU №2290505, E21B 43/14, опубл. 27.12.2006 г.), включающая разделительную камеру со статическим сепаратором и выпускные отверстия для нефти и воды. В качестве разделительной камеры использована нижняя часть скважины, ограниченная обсадной колонной и разделительной манжетой, которая установлена на хвостовике, прикрепленном к погружному электродвигателю центробежного насоса, подвешенного в скважине на колонне насосно-компрессорных труб с промывочно-обратным клапаном над насосом. Хвостовик снабжен кожухом в виде стакана, который предохраняет разделительную манжету при спуске установки в скважину. Освобождение разделительной манжеты от кожуха осуществляется при движении установки вверх за счет контакта подпружиненных сухариков с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны. Хвостовик также в верхней части над разделительной манжетой снабжен выпускным отверстием для воды, а в качестве выпускного канала для нефти использована отводящая трубка с окнами и патрубками для сообщения пространства под разделительной манжетой и пространства выше приема электроцентробежного насоса. В нижней части хвостовик снабжен сепаратором, который выполнен из внешней и внутренней концентрично расположенных труб, закрытых снизу, с кольцевым пространством между ними, разделенным перегородками с горизонтальными отверстиями на сектора. Внешняя труба в верхней части в секторах снабжена отверстиями для поступления отделившейся нефти в подманжетную зону и по всей длине имеет радиальные отверстия для выхода жидкости в половину секторов через один. Внутренняя труба по всей длине в оставшихся секторах имеет радиальные отверстия для поступления воды в нее и далее в хвостовик, а также на прием насоса. При этом суммарная площадь выходных, а также выходных отверстий не менее площади поперечного сечения эксплуатационной колонны скважины.The closest in essence and the achieved result is “Downhole installation for separation of oil and water” (Patent RU No. 2290505, E21B 43/14, publ. 12/27/2006), including a separation chamber with a static separator and outlet openings for oil and water . The lower part of the well bounded by a casing string and a separation cuff, which is mounted on a liner attached to a submersible electric motor of a centrifugal pump suspended in a borehole on a tubing string with a flushing and non-return valve above the pump, is used as a separation chamber. The shank is equipped with a casing in the form of a glass, which protects the separation cuff when lowering the installation into the well. The release of the cuff from the casing is carried out when the installation is moving up due to the contact of the spring loaded crackers with the inner surface of the casing wall. The shank in the upper part above the separation cuff is equipped with an outlet for water, and a drain pipe with windows and nozzles is used as an oil outlet for communicating the space under the separation cuff and the space above the reception of the electric centrifugal pump. In the lower part, the shank is equipped with a separator, which is made of external and internal concentrically arranged pipes, closed from below, with an annular space between them, divided by partitions with horizontal holes into sectors. The outer pipe in the upper part in the sectors is equipped with openings for the separated oil to enter the cuff zone and along the entire length has radial openings for fluid to exit into half of the sectors through one. The inner pipe along the entire length in the remaining sectors has radial openings for water to enter it and further into the liner, as well as to receive the pump. In this case, the total area of the outlet as well as the outlet openings is not less than the cross-sectional area of the production casing of the well.
Известное устройство имеет сложную конструкцию внутрискважинного оборудования, и при спуске установки в скважину происходит самопроизвольное раскрытие манжеты, усложняющее процесс спуска оборудования в скважину. Трубка для отвода разделившейся нефти выше приема насоса увеличивает поперечный размер установки, что ограничивает ее применение. Для подъема накопленной нефти на поверхность требуется дополнительно насосный агрегат и резервная вода, а при низких пластовых давлениях вовсе невозможно поднимать на поверхность накопленную нефть из затрубного пространства из-за поглощения пласта. Кроме этого, для промывки накопленной нефти из затрубного пространства приходится останавливать электропогружной насос, что приводит к простою скважины.The known device has a complex design of downhole equipment, and when lowering the installation into the well, the cuff opens spontaneously, complicating the process of lowering the equipment into the well. The tube for diverting the separated oil above the intake of the pump increases the transverse size of the installation, which limits its use. To raise the accumulated oil to the surface, an additional pumping unit and reserve water are required, and at low reservoir pressures it is completely impossible to raise the accumulated oil to the surface from the annulus due to the absorption of the formation. In addition, to flush the accumulated oil from the annulus, it is necessary to stop the electric submersible pump, which leads to a downtime of the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности внутрискважинного оборудования за счет упрощения конструкции разделительной камеры и сепарационного узла установки с обеспечением подъема накопленной нефти к устью скважины при низком пластовом давлении без остановки эксплуатации водозаборной скважины.The proposed invention solves the problem of improving the reliability of downhole equipment by simplifying the design of the separation chamber and the separation unit of the installation to ensure that the accumulated oil rises to the wellhead at low reservoir pressure without stopping the operation of the water well.
Поставленная задача решается тем, что в установке для эксплуатации водозаборных скважин, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и в устьевую арматуру, соединенную с водяной линией, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство скважины с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, согласно изобретению герметизирующий кожух электроцентробежного насоса выполнен с возможностью гидравлически сообщить прием электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями, при этом на уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины.The problem is solved in that in an installation for the operation of water wells, including a tubing string with an electric centrifugal pump, lowered into the production string and wellhead fittings connected to the water line, a separation chamber located in the lower part of the well bore under the electric centrifugal pump equipped with a sealing casing, a channel for the passage of separated oil, communicating the annulus of the well with a separation chamber, inlet openings for of split water, according to the invention, the sealing casing of the electric centrifugal pump is configured to hydraulically communicate the reception of the electric centrifugal pump with an input device located in the separation chamber, consisting of a shank sealed from the lower end divided into sections with inlet openings, while at the level of each inlet opening, the shank equipped with a glass that performs the functions of the inlet of the divided water into the input device and a water trap for oil drops, the inlet the holes are arranged in a row along the liner and are made with a decreasing diameter in each subsequent section upward, and the gap between the casing and the production casing of the well serves as a channel for the passage of oil droplets.
Для подъема отсепарированной нефти из затрубного пространства скважины на поверхность колонна насосно-компрессорных труб выполнена большего диаметра и в ней концентрично размещена колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, верхняя часть которой в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией, а нижняя часть герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине, при этом коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, состоящего из сопла, камеры смешения и диффузора, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой, причем рабочая жидкость в струйный насос поступает от электроцентробежного насоса, а откачиваемая жидкость - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. Для герметизации вставного струйного насоса в нижней цилиндрической камере его корпус с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстии, а с наружной стороны - круговую проточку.To lift the separated oil from the annulus of the well to the surface, the tubing string is made of a larger diameter and the tubing string of smaller diameter is concentrically placed in it, the upper part of which in the wellhead is rigidly connected to the oil line and the lower part is hermetically installed in the upper a cylindrical chamber of the switch mounted in a string of tubing of larger diameter at a depth below the dynamic level of the fluid in the well, the tripod is equipped with vertical peripheral channels for passing an upward flow of water through it and a lower cylindrical chamber for accommodating an insert jet pump consisting of a nozzle, a mixing chamber and a diffuser, the outlet of which is in communication with the upper cylindrical chamber, and the working fluid enters the jet pump from an electric centrifugal pump, and the pumped liquid through the side channel of the switch from the annulus of the well through a check valve located on the outside of the switch. To seal the plug-in jet pump in the lower cylindrical chamber, its casing is provided with sealing lips on the outside and fixed with a clamping hollow cylindrical screw, while the casing of the jet pump has radial openings under the inlet of the mixing chamber and a circular groove on the outside.
На фиг.1 схематично представлен общий вид установки для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией; на фиг.2 - коммутатор с вставным струйным насосом в продольном разрезе; на фиг.3 - поперечный разрез А-А на фиг.2.Figure 1 schematically shows a General view of the installation for the operation of water wells with oil-containing products; figure 2 is a switch with a plug-in jet pump in longitudinal section; figure 3 is a cross section aa in figure 2.
Установка для эксплуатации водозаборных скважин с нефтесодержащей продукцией содержит подвеску колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) большого диаметра 1 с электроцентробежным насосом 2, которые спущены в эксплуатационную колонну скважины 3. Погружной электродвигатель (ПЭД) 4 и приемная часть (входной модуль) 5 электроцентробежного насоса 2 с наружной стороны от затрубного пространства 6 и разделительной камеры 7 герметизированы кожухом 8. В колонне НКТ большего диаметра 1 концентрично размещена колонна НКТ меньшего диаметра 9. Верхняя часть НКТ 9 в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией 10, а нижняя часть (башмак) манжетным креплением герметично установлена в верхней цилиндрической камере 11 коммутатора 12, установленного в колонне НКТ большего диаметра 1 на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине. Коммутатор 12 также снабжен нижней цилиндрической камерой 13 для размещения вставного струйного насоса 14 и боковым каналом 15, гидравлически сообщающим струйный насос 14 с затрубным пространством 6 через обратный клапан 16, расположенный с наружной стороны коммутатора 12. Последний имеет вертикальные периферийные каналы 17 для прохождения прокачиваемой воды электроцентробежным насосом 2 в колонну НКТ большего диаметра 1. Вставной струйный насос 14, содержащий сопло 18, камеру смешения 19 и диффузор 20, в нижней цилиндрической камере 13 герметизирован манжетами (не обозначен) и фиксирован прижимным винтом 21 с внутренними гранами под ключ, а под входом камеры смешения 29 имеет радиальные отверстия 22 с наружной круговой проточкой 23.Installation for the operation of water wells with oil-containing products contains a suspension string of tubing (tubing) of large diameter 1 with an electric centrifugal pump 2, which are lowered into the production string of the well 3. Submersible motor (PEM) 4 and the receiving part (input module) 5 of the electric centrifugal pump 2 on the outside of the annular space 6 and the separation chamber 7 are sealed with a casing 8. In the tubing string of a larger diameter 1, the tubing string of a smaller diameter 9 is concentrically placed st tubing in the wellhead fixture 9 is fixedly connected to the oil line 10, and the lower portion (shoe) fastening lip sealingly mounted in the
К патрубку кожуха 8 подсоединен хвостовик 24 входного устройства, расположенного в разделительной камере 8, образованной из кольцевого пространства, заключенного между эксплуатационной колонной 3 и корпусом входного устройства. Зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 обеспечивает впуск нефтяных капель и накопление их в верхней части затрубного пространства 6. Заглушенным с нижним концом хвостовик 24 снабжен по всей длине вдоль корпуса одним рядом впускных отверстий 25 и стаканами 26, выполняющими функцию гидрозатвора для нефтяных капель. Входное устройство состоит из нескольких секций с уменьшающимся диаметром впускных отверстий 25 в каждой последующей секции по направлению вверх. В устьевой арматуре скважины колонна НКТ большого диаметра 1 обвязана выкидной линией 27 с задвижкой 28 и водопроводом (не обозначено).A shank 24 of the input device located in the separation chamber 8 formed from the annular space enclosed between the production casing 3 and the input device housing is connected to the nozzle of the casing 8. The gap between the casing 8 and the production casing 3 provides the inlet of oil droplets and their accumulation in the upper part of the annular space 6. The shank 24, which is muffled with the lower end, is provided along the entire length along the body with one row of inlet openings 25 and cups 26 that perform the function of a water seal for oil drops. The input device consists of several sections with a decreasing diameter of the inlet openings 25 in each subsequent section in an upward direction. In the wellhead reinforcement of the well, the tubing string of large diameter 1 is tied by a flow line 27 with a valve 28 and a water supply (not indicated).
Геометрические размеры входного устройства по предлагаемой установке выбираются исходя из ожидаемого дебита или производительности электроцентробежного насоса 2. Длина входного устройства выбирается исходя из количества и диаметра впускных отверстий 25 для обеспечения порционного распределения потока добываемой жидкости таким образом, что скорость нисходящего потока воды в каждой порции, поступающей в стакан 27 входного устройства, меньше, чем скорость всплытия капель нефти в воде. Количество и диаметр впускных отверстий 26 определяется следующим образом.The geometric dimensions of the inlet device for the proposed installation are selected based on the expected flow rate or performance of the electric centrifugal pump 2. The length of the inlet device is selected based on the number and diameter of the inlet openings 25 to provide a portioned distribution of the produced fluid stream in such a way that the speed of the downward flow of water in each portion entering in the glass 27 of the input device, less than the rate of ascent of oil droplets in water. The number and diameter of the inlets 26 is determined as follows.
Определяется количество отверстий на хвостовике n≥Q/qThe number of holes on the shank n≥Q / q
где Q - прогнозный дебит водозаборной скважины или производительности УЭЦН, м3/сут(м3/сек); q - порционный (долевой) расход воды по впускным отверстиям в м3/сут (м3/сек) и определяется следующим образом:where Q is the predicted flow rate of the water well or ESP capacity, m 3 / day (m 3 / s); q - portioned (fractional) water flow through the inlets in m 3 / day (m 3 / s) and is determined as follows:
где, Uнк - скорость всплытия нефтяных капель в воде, принимается в среднем 0,015 м/сек; f - площадь кольцевого пространства между хвостовиком 16 и стаканом 18, м2;where, U nk - the rate of ascent of oil droplets in water, taken on average 0.015 m / s; f is the area of the annular space between the
D - внутренний диаметр стакана;D is the inner diameter of the glass;
d - наружный диаметр хвостовика.d is the outer diameter of the shank.
Средний диаметр впускных отверстий определяется по формуле истечения жидкости через малые отверстия.The average diameter of the inlets is determined by the formula for the flow of fluid through the small holes.
где µ - коэффициент расхода для круглого отверстия, при низком значении скорости истечения принимается 0,65; ΔH - разность напора (давлений) в отверстии, под действием которого происходит истечение.where µ is the flow coefficient for a round hole, with a low value of the flow rate is adopted 0.65; ΔH is the pressure difference (pressure) in the hole, under the action of which the outflow occurs.
Пример расчета:Calculation example:
Ожидаемый дебит водозаборной скважины составляет Q=80 м3/сут=0,000926 м3/сек. Внутренний диаметр стакана D=73 мм = 0,073 м (труба 3''), а наружный диаметр хвостовика d=48 мм = 0,048 м (труба 1,5''); ΔH - разность давлений (напора) в отверстии принимаем 0,01 МПа или 1 м.The expected flow rate of the water well is Q = 80 m 3 / day = 0,000926 m 3 / s. The inner diameter of the cup D = 73 mm = 0.073 m (pipe 3``), and the outer diameter of the shank d = 48 mm = 0.048 m (pipe 1.5 ''); ΔH is the pressure difference (pressure) in the hole taken 0.01 MPa or 1 m
Долевой расход воды, поступающей в каждое впускное отверстие через стакан, будет:The fractional flow rate of water entering each inlet through the glass will be:
q=U*π*(0,0762-0,0482)/4=0,015*3,14 0,003452/4=0,00004065 м3/сек=3,5 м3/сут.q = U * π * (0.076 2 -0.048 2 ) / 4 = 0.015 * 3.14 0.003452 / 4 = 0.00004065 m 3 / s = 3.5 m 3 / day.
Количество отверстий N≥Q/q≥80/3,5=23 шт.The number of holes N≥Q / q≥80 / 3,5 = 23 pcs.
Осредненный диаметр отверстия определятся по формуле (2):The average hole diameter is determined by the formula (2):
Полученные значения n и d округляются в большую сторону. Определятся суммарная площадь впускных отверстий, если она состоит только из отверстий с диаметром 4,5 мм.The obtained values of n and d are rounded up. The total area of the inlets will be determined if it consists only of holes with a diameter of 4.5 mm.
Σf=n*πd2/4=23*3,14*4,52/4=366 мм2 Σf = n * πd 2/4 = 23 * 3.14 * 4.5 2/4 = 366 mm 2
Распределяем расположение диаметров отверстий по величине и количеству на три секции:We distribute the location of the diameters of the holes in size and quantity into three sections:
1-я секция с диаметром 5 мм в количестве 12;1st section with a diameter of 5 mm in the amount of 12;
2-я секция с диаметром 4 мм в количестве 8;2nd section with a diameter of 4 mm in an amount of 8;
3-я секция с диаметром 3 мм в количестве 5;3rd section with a diameter of 3 mm in an amount of 5;
Далее определяем суммарную эквивалентную площадь отверстий всех секций:Next, we determine the total equivalent hole area of all sections:
Окончательное количество отверстий принимаем 25 штук с распределением по диаметру / количеству в секциях: 5/12+4/8+3/5. Расстояние между отверстиями 17 выбираем 1 м, а высоту стакана 18 принимаем 0,2 м. Таким образом, длина входного устройства составляет 27 м.The final number of holes is 25 pieces with a diameter / number distribution in sections: 5/12 + 4/8 + 3/5. The distance between the
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
При спуске глубинного оборудования установки в скважину в нижнюю цилиндрическую камеру 13 коммутатора 12 предварительно устанавливают вставной струйный насос 14 и фиксируют прижимным винтом 21. При этом интервал подвески колонны НКТ под коммутатором 12 не обязательно спустить большего диаметра, достаточно стандартный диаметр НКТ. Конструктивное параметры, такие как диаметр сопла 18 и камеры смешения 19, а также расстояние от сопла до камеры смешения определяются расчетным путем согласно режиму работы струйного насоса исходя из производительности добываемой (рабочей) жидкости и требуемого давления рабочей и откачиваемой жидкостей.When the downhole equipment of the installation is lowered into the well, a plug-in
В процессе работы электроцентробежного насоса 2 восходящий поток воды с нефтяными каплями, поступающими из пласта, в кольцевом пространстве разделительной камеры 7, образованном между хвостовиком 24 и эксплуатационной колонной 3, движется вдоль входного устройства и перераспределяется по впускным отверстиям 25. Восходящий поток жидкости в разделительной камере 7 на пути между стаканами 26 резко снижает скорость из-за большой площади поперечного сечения кольцевого пространства, создавая условия гравитационного разделения воды от общего потока. При этом каждая разделенная порция нисходящего потока воды без захвата нефтяных капель из верхней открытой части стакана 26 и далее по впускным отверстиям 25 поступают в хвостовик 24. Скорость каждой отдельной порции нисходящего потока имеет величину меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, а скорость основного (восходящего) потока, движущегося дальше вдоль стакана 26, достаточно высока и обеспечивает вынос нефтяных капель, минуя стаканы 26. Этому еще способствует совпадение векторов направления всплытия нефтяных капель и продолжающаяся порция восходящего потока жидкости. При этом скорость восходящего потока по мере подъема вдоль входного устройства постепенно снижается из-за порционного отбора воды в предыдущих отверстиях, а внутри хвостовика за счет поочередного поступления воды - постепенно увеличивается, поэтому диаметр впускных отверстий 25 верхней последней секции входного устройства соответственно меньше, чем нижних секций. Это позволяет иметь скорость нисходящего потока воды, поступающего в стаканы 26 на верхней секции входного устройства, также меньше, чем скорость всплытия нефтяных капель в воде, что обеспечивает дальнейшее всплытие их вверх. Очищенная от нефти добываемая вода, через хвостовик 24 попадает на прием 5 электроцентробежного насоса 2, а нефть через зазор между кожухом 8 и эксплуатационной колонной 3 поднимается и далее накапливается в затрубном пространстве 6 скважины.During operation of the electric centrifugal pump 2, an upward flow of water with oil droplets coming from the formation in the annular space of the separation chamber 7 formed between the liner 24 and production casing 3 moves along the inlet device and redistributes along the inlet openings 25. The upward flow of liquid in the separation chamber 7 on the path between the glasses 26 dramatically reduces the speed due to the large cross-sectional area of the annular space, creating conditions for gravitational separation of water from the total current. Moreover, each divided portion of the downward flow of water without trapping oil droplets from the upper open part of the cup 26 and then through the inlet holes 25 enters the shank 24. The speed of each individual portion of the downward flow is less than the rate of ascent of the oil droplets in water, and the speed of the main (upward) flow, moving further along the glass 26, is quite high and ensures the removal of oil droplets, bypassing the glasses 26. This is further facilitated by the coincidence of the direction vectors of the ascent of the oil droplets and food zhayuschayasya portion ascending fluid stream. In this case, the velocity of the upward flow as it rises along the inlet device gradually decreases due to portioned water withdrawal in the previous openings, and inside the shank due to the alternating water intake, it gradually increases, therefore the diameter of the inlet openings 25 of the upper last section of the inlet device is correspondingly smaller than the lower sections. This allows you to have the speed of the downward flow of water entering the glasses 26 on the upper section of the inlet device, also lower than the rate of ascent of the oil droplets in the water, which ensures their further ascent. The produced water purified from oil passes through the liner 24 to the intake 5 of the electric centrifugal pump 2, and the oil rises through the gap between the casing 8 and the production casing 3 and then accumulates in the annulus 6 of the well.
В процессе работы установки добываемая вода по колонне НКТ поднимается на поверхность и в коммутаторе 12 поступает как в колонны НКТ 1 большого диаметра по периферийные каналами 17, так и в колонны НКТ 9 меньшего диаметра через вставной струйный насос 14. Поскольку задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10 закрыта, а задвижка 28 на выкидной линии 27 открыта, то отсутствует движение жидкости в струйном насосе 14, соответственно обратный клапан 16 закрыт, и вся добываемая вода по водопроводной линии закачивается в нагнетательные скважины. При этом одновременно происходит процесс накопления нефти в затрубном пространстве 6 скважины и со временем водонефтяной раздел опускается ниже коммутатора 12. При заполнении затрубного пространства 6 достаточном количеством нефти открывается задвижка (не обозначена) на нефтяной линии 10, а закрывается задвижка 28. При этом вся добываемая вода поступает в корпус струйного насоса 14 и, проходя сопло 18, попадает в камеру смешения 19 со значительной кинетической энергией, благодаря чему в зоне напротив радиальных отверстий 22 создается разрежение, приводящее к открыванию обратного клапана 16. Накопленная нефть с определенным давлением из затрубного пространства 6 по боковому каналу 15 поступает в радиальные отверстия 22, потом в камеру смешения 19 и увлекается струей рабочей жидкости в горловину диффузора 20. Далее смешенный поток жидкости (нефть и вода) с определенным давлением согласно рабочей характеристике струйного насоса поступает в колонну НКТ 9, и его перекачивают в нефтепровод 10. Длительность эксплуатация струйного насоса 14 зависит от количества нефти, накопленной в затрубном пространстве 6 скважины, и определяется экспериментально путем последовательного отбора проб жидкости из нефтяной линии. После того как образцы проб жидкости в нефтяной линии 10 будут состоять основном из воды, установку переключают в режим закачки воды в нагнетательные скважины путем открытия задвижки 28 и закрытия задвижки на нефтяной линии 10. При наличии высокопроизводительного и высоконапорного электроцентробежного насоса 2 нет необходимости для обеспечения работы струйного насоса останавливать закачку воды, т.е. закрывать задвижки 28, поскольку количество и давление рабочей жидкости являются достаточными для работы струйного насоса с одновременной закачкой воды в нагнетательные скважины.During the operation of the installation, the produced water through the tubing string rises to the surface and in the
Предлагаемая установка обеспечивает реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его рациональной длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет исключения нефти из закачиваемой в пласт воды и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин. Установка также позволяет экономически целесообразно использовать в качестве скважин-доноров (водозаборных) широкий набор высокообводненых нефтяных скважин по степени обводненности 95%-99% с учетом их территориально-рационального расположения в зоне нефтяных залежей, на которых требуется поддержание пластового давления путем межскважинной перекачки воды.The proposed installation provides the implementation of the separation of oil from water with almost any amount of produced fluid from water wells due to the possibility of using an input device without limiting its rational length. The use of the installation allows preserving the injectivity of injection wells by eliminating oil from the water injected into the reservoir and extracting an additional volume of oil from water wells. The installation also allows it to be economically feasible to use as a donor well (water intake) a wide range of highly watered oil wells according to the degree of water cut of 95% -99%, taking into account their territorial and rational location in the zone of oil deposits, which require maintaining reservoir pressure by cross-pumping water.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013127911/03A RU2531228C1 (en) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Well operation installation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013127911/03A RU2531228C1 (en) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Well operation installation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2531228C1 true RU2531228C1 (en) | 2014-10-20 |
Family
ID=53381944
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013127911/03A RU2531228C1 (en) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | Well operation installation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2531228C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109723409A (en) * | 2018-12-14 | 2019-05-07 | 中海油能源发展股份有限公司 | A kind of underground gas-liquid separation lifting technology tubing string |
CN111550217A (en) * | 2020-04-29 | 2020-08-18 | 山东省寿光市六丰实业有限公司 | Lifting device for thick oil well |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU941544A1 (en) * | 1980-07-16 | 1982-07-07 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Apparatus for operating deep wells |
RU2099508C1 (en) * | 1995-05-30 | 1997-12-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment |
US6627081B1 (en) * | 1998-08-01 | 2003-09-30 | Kvaerner Process Systems A.S. | Separator assembly |
US6698521B2 (en) * | 2000-07-25 | 2004-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for removing solid particulates from a pumped wellbore fluid |
RU2290505C1 (en) * | 2005-12-06 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well device for separation of oil and water |
RU2291291C1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-01-10 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well separator |
RU2297521C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation |
-
2013
- 2013-06-18 RU RU2013127911/03A patent/RU2531228C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU941544A1 (en) * | 1980-07-16 | 1982-07-07 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Apparatus for operating deep wells |
RU2099508C1 (en) * | 1995-05-30 | 1997-12-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment |
US6627081B1 (en) * | 1998-08-01 | 2003-09-30 | Kvaerner Process Systems A.S. | Separator assembly |
US6698521B2 (en) * | 2000-07-25 | 2004-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for removing solid particulates from a pumped wellbore fluid |
RU2291291C1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-01-10 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well separator |
RU2290505C1 (en) * | 2005-12-06 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well device for separation of oil and water |
RU2297521C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109723409A (en) * | 2018-12-14 | 2019-05-07 | 中海油能源发展股份有限公司 | A kind of underground gas-liquid separation lifting technology tubing string |
CN109723409B (en) * | 2018-12-14 | 2020-12-29 | 中海油能源发展股份有限公司 | Underground gas-liquid separation lifting process pipe column |
CN111550217A (en) * | 2020-04-29 | 2020-08-18 | 山东省寿光市六丰实业有限公司 | Lifting device for thick oil well |
CN111550217B (en) * | 2020-04-29 | 2022-05-20 | 山东省寿光市六丰实业有限公司 | Lifting device for heavy oil well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
RU2290505C1 (en) | Well device for separation of oil and water | |
RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
AU2010273768A1 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
RU2291291C1 (en) | Well separator | |
RU2380523C1 (en) | Multi-reservoir oil field development method | |
RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
RU2290506C1 (en) | Device for in-well gas separation | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2492320C1 (en) | Electric centrifugal pump set for oil production and water injection | |
RU2536521C1 (en) | Unit for operation of water supply wells | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU49573U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) | |
RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
CN107558931B (en) | A kind of full pit shaft Gravity Separation sucker rod pump same well production-injection method and process pipe string | |
RU2531976C2 (en) | Plant for in-well separation of oil from water | |
RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
RU2481470C1 (en) | Downhole separator for separating water and gas and oil mixture | |
RU2483211C1 (en) | Plant for borehole separation of water-gas-oil mixture from water | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200619 |