RU2550613C2 - Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation - Google Patents

Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2550613C2
RU2550613C2 RU2014119600/03A RU2014119600A RU2550613C2 RU 2550613 C2 RU2550613 C2 RU 2550613C2 RU 2014119600/03 A RU2014119600/03 A RU 2014119600/03A RU 2014119600 A RU2014119600 A RU 2014119600A RU 2550613 C2 RU2550613 C2 RU 2550613C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
ejector
nozzle
liquid
well
Prior art date
Application number
RU2014119600/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2014119600A (en
Inventor
Олег Сергеевич Николаев
Original Assignee
Олег Сергеевич Николаев
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 Олег Сергеевич Николаев filed Critical Олег Сергеевич Николаев
Priority to RU2014119600/03A priority Critical patent/RU2550613C2/en
Publication of RU2014119600A publication Critical patent/RU2014119600A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2550613C2 publication Critical patent/RU2550613C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: method comprises pumping oil from a lower layer by the centrifugal pump with feeding under pressure of liquid jet ejector into the nozzle. Using this ejector the oil from the upper layer is simultaneously pumped with oil from the lower layer through the column of oil-well tubing to the wellhead. At that the oil from the lower layer is pumped to the nozzle of the liquid jet ejector with laminar flow of oil flow with low gas content. Pumping oil at the wellhead is carried out with a centrifugal pump with the pressure given by the condition of the pressure distribution on the rise of the oil masses from the lower layer to the nozzle of the liquid jet ejector and oil mixture from both layers along the column of oil-well tubing and the work of the liquid jet ejector. The flow cross-sections of the nozzle and the mixing chamber of the liquid jet ejector are set directly proportional to production rate of the lower layer and the production rate of both layers of the wells, respectively.
EFFECT: increase in reliability of operation of the well.
3 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, и может быть использована для добычи нефти из двух пластов одной скважины, преимущественно с малым содержанием газа.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to oil production, and can be used for oil production from two layers of one well, mainly with a low gas content.

Известен способ добычи флюида из двух пластов одной скважины, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб по меньшей мере одного пакера для разобщения пластов скважины, жидкоструйного эжектора и центробежного насоса, откачку флюида из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно с флюидом из нижнего пласта откачивают флюид из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины.A known method of producing fluid from two reservoirs of one well, including descent into the well at the tubing string of at least one packer to separate the wellbore, liquid ejector and centrifugal pump, pumping fluid from the lower reservoir by a centrifugal pump with a pressurized liquid nozzle ejector, the last simultaneously with the fluid from the lower reservoir pump fluid from the upper reservoir along the string of tubing at the wellhead.

Известна струйная скважинная насосная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб с установленными на ней верхним пакером выше верхнего пласта, нижним пакером между верхним и нижним пластами скважины и струйным насосом, сопло последнего со стороны входа в него сообщено с колонной труб ниже струйного насоса и с наружной стороны - с верхним пластом. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб присоединен центробежный насос. Нижний пакер расположен не более 10 м ниже подошвы верхнего пласта, а верхний пакер - не более 10 м выше его кровли. (Патент RU №2278996 С1, МПК F04F 5/54, опубл. 20.03.2014. Струйная скважинная насосная установка.) Данное техническое решение принято за прототип.Known jet borehole pump installation containing a tubing string with an upper packer installed on it above the upper layer, a lower packer between the upper and lower layers of the well and the jet pump, the nozzle of the latter from the input side is communicated with the pipe string below the jet pump and the outer side - with the upper layer. A centrifugal pump is attached to the lower end of the tubing string. The lower packer is located no more than 10 m below the sole of the upper layer, and the upper packer is no more than 10 m above its roof. (Patent RU No. 2278996 C1, IPC F04F 5/54, publ. 03/20/2014. In-line well pump unit.) This technical solution is taken as a prototype.

Недостатком известного технического решения является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе из центробежного насоса, приводящей к вспениванию нагнетаемой жидкости и колебанию давления на входе в сопло струйного насоса и, как следствие, к отключению установки, что снижает эффективность добычи нефти и отрицательно влияет на срок службы электропривода центробежного насоса.A disadvantage of the known technical solution is the occurrence of turbulence in the fluid stream at the outlet of the centrifugal pump, which leads to foaming of the injected fluid and pressure fluctuations at the inlet of the jet pump nozzle and, as a result, to shutdown the installation, which reduces the efficiency of oil production and negatively affects the service life electric centrifugal pump.

Основной задачей, на решение которой направлены заявляемые технические решения, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора при содержании в нефти газа менее 100 м3/т.The main task, which is claimed by the claimed technical solutions, is to increase the efficiency of wells by eliminating failures in the operation of a liquid-jet ejector with a gas content of less than 100 m 3 / t in oil.

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин с содержанием в нефти газа менее 100 м3/т за счет исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.The technical result is to increase the efficiency of wells with a gas content of less than 100 m 3 / t due to the elimination of failures in the operation of a liquid jet ejector.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе добычи нефти из двух пластов одной скважины, разобщенных пакером, включающем откачивание нефти из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно с нефтью из нижнего пласта откачивают нефть из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины, согласно предложенному техническому решению нефть из нижнего пласта нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока нефти с малым содержанием газа, а откачивание нефти в устье скважины производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов по колонне насосно-компрессорных труб и на работу жидкоструйного эжектора, при этом проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of extracting oil from two layers of one well, separated by a packer, including pumping oil from the lower layer by a centrifugal pump with a pressurized liquid ejector, the latter simultaneously pumping oil from the lower layer to the oil from the upper layer along the string of tubing at the wellhead, according to the proposed technical solution, oil from the lower reservoir is injected into the nozzle of a liquid-jet ejector by a laminar flow outflow of oil with a low gas content, and the pumping of oil at the wellhead is carried out by a centrifugal pump with a pressure set from the condition for the pressure distribution to lift the mass of oil from the lower reservoir to the nozzle of the liquid ejector and the mixture of oil from both reservoirs along the tubing string and to work liquid ejector, while the bore of the nozzle and the mixing chamber of the liquid ejector are set directly proportional to the flow rate of the lower reservoir and the flow rate of both layers of the well, respectively.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной насосно-эжекторной установке для добычи нефти из двух пластов одной скважины, содержащей спускаемые в скважину на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем, жидкоструйный эжектор, соединенный входом в сопло с трубой, в которой установлен обратный клапан, и по крайней мере один пакер с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the known pump-ejector installation for oil production from two layers of one well, containing an electric drive centrifugal pump with a power cable lowered into the well on the tubing string, a liquid jet ejector connected to the pipe inlet to the nozzle which is equipped with a check valve, and at least one packer with cable entry, separating the wellbore, according to the proposed technical solution,

на выходе центробежного насоса установлен ресивер, соединенный трубой с входом в сопло жидкоструйного эжектора, на выходе из ресивера установлен вышеупомянутый обратный клапан, а в канале подвода флюида из верхнего пласта скважины в приемную камеру эжектора установлен второй обратный клапан, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно;a receiver is installed at the outlet of the centrifugal pump, connected by a pipe to the entrance to the nozzle of the liquid jet ejector, the aforementioned check valve is installed at the outlet of the receiver, and a second non-return valve is installed in the channel for supplying fluid from the upper formation to the receiving chamber of the ejector, while the liquid jet ejector is made with sections of the nozzle and mixing chamber are directly proportional to the flow rate of the lower layer and the flow rate of both layers of the well, respectively;

на колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен дополнительный пакер с кабельным вводом на уровне выше канала подвода нефти из верхнего пласта скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора.An additional packer can be installed on the tubing string with cable entry at a level above the channel for supplying oil from the upper wellbore to the receiving chamber of the liquid jet ejector.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторной установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant has made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features that are identical to all the features of the claimed method for producing oil from two layers of one well and a pump-ejector installation. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototypes of the claimed technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, each of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "inventive step".

Заявленные технические решения могут быть использованы на скважинах для добычи нефти из двух пластов одной скважины с содержанием в нефти газа менее 100 м3/т. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions can be used in wells for oil production from two layers of one well with a gas content of less than 100 m 3 / t in oil. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные способ добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления предназначены для повышения эффективности добычи нефти. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности добычи нефти.In the present application for the grant of a patent, the requirement of unity of inventions is met, since the claimed method of oil production from two layers of one well and a pump-ejector installation for its implementation are intended to increase the efficiency of oil production. The claimed technical solutions solve the same problem - increasing the efficiency of oil production.

На фиг. 1 схематично показана насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины; на фиг. 2 - то же, оснащенная дополнительным пакером с кабельным вводом.In FIG. 1 schematically shows a pump-ejector installation for oil production from two layers of one well; in FIG. 2 - the same, equipped with an additional packer with cable entry.

Сущность предложенного способа добычи нефти из двух пластов одной скважины заключается в следующем.The essence of the proposed method of oil production from two layers of one well is as follows.

Добычу нефти из двух пластов I и II одной скважины, разобщенных пакером, ведут центробежным насосом с откачиванием нефти с малым содержанием газа (менее 100 м3/т) из нижнего пласта I ламинарным течением потока нефти по трубе в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно откачивают нефть из верхнего пласта II по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины. Откачивание нефти производят центробежным насосом с напором, заданным из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта I скважины по трубе в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов I и II по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины и на работу жидкоструйного эжектора, который определяют из условия:Oil is extracted from two layers I and II of one well, separated by a packer, by a centrifugal pump with pumping out oil with a low gas content (less than 100 m 3 / t) from the lower layer I by a laminar flow of oil through the pipe into the nozzle of a liquid ejector, the latter being simultaneously pumped out oil from the upper formation II along the tubing string at the wellhead. Oil is pumped out by a centrifugal pump with a pressure set from the condition for the pressure distribution to lift the masses of oil from the lower layer of the first well in the pipe into the nozzle of the liquid ejector and the mixture of oil from both layers of the second and second columns of the tubing at the wellhead and for the operation of the liquid ejector, which is determined from the condition:

Рэцн≥тмнснктстр,P ≥t MHC ESP + m + p p tubing,

гдеWhere

Рэцн - напор нефти, создаваемый центробежным насосом;R etsn - the pressure of oil created by a centrifugal pump;

тмнс - масса нефти между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором;t mnc is the mass of oil between a centrifugal pump and a liquid jet ejector;

тнкт - масса смеси нефти из обоих пластов I и II скважины в колонне насосно-компрессорных труб;t tubing - the mass of the mixture of oil from both reservoirs of I and II wells in the tubing string;

рстр - потеря давления на работу жидкоструйного эжектора.p p - pressure loss on the work of a liquid ejector.

Проходное сечение сопла жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту Q1 нижнего пласта I скважины, и определяется по формуле:The bore of the nozzle of the liquid jet ejector is made in a size directly proportional to the flow rate Q 1 of the lower formation I of the well, and is determined by the formula:

Sc=K1·Q1,S c = K 1 · Q 1 ,

гдеWhere

Sc - площадь проходного сечения сопла жидкоструйного эжектора,S c - the area of the orifice of the nozzle of the liquid jet ejector,

Q1 - дебит нижнего пласта I скважины,Q 1 - flow rate of the lower layer I of the well,

K1 - коэффициент пропорциональности.K 1 - coefficient of proportionality.

Проходное сечение камеры смешения жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным сумме дебитов (Q1+Q2) обоих пластов I и II скважины, и определяется по формуле:The bore of the mixing chamber of the liquid jet ejector is made in a size directly proportional to the sum of flow rates (Q 1 + Q 2 ) of both layers of the first and second wells, and is determined by the formula:

Sk=K2·(Q1+Q2),S k = K 2 · (Q 1 + Q 2 ),

гдеWhere

Sk - площадь проходного сечения камеры смешения жидкоструйного эжектора,S k - the area of the bore of the mixing chamber of the liquid jet ejector,

Q1 - дебит нижнего пласта I скважины,Q 1 - flow rate of the lower layer I of the well,

Q2 - дебит верхнего пласта II скважины,Q 2 - flow rate of the upper reservoir II of the well,

K2 - коэффициент пропорциональности.K 2 - coefficient of proportionality.

Насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины содержит спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3, последний герметично соединен с силовым кабелем 4 электропитания привода 3 центробежного насоса 2, жидкоструйный эжектор 5 и по крайней мере один пакер 6 с кабельным вводом, разобщающий нижний пласт I и верхний пласт II в затрубном пространстве 7. На выходе центробежного насоса 2 установлен ресивер 8, соединенный трубой 9 с входом в сопло 10 эжектора 5. На выходе из ресивера 8 установлен обратный клапан 11. В канале 12 подвода нефти из верхнего пласта II скважины в приемную камеру 13 эжектора 5 установлен второй обратный клапан 14 (Фиг. 1). Жидкоструйный эжектор 5 выполнен с проходным сечением сопла 10, прямо пропорциональным дебиту Q1 нижнего пласта I скважины, и с проходным сечением камеры смешения 15, прямо пропорциональным дебиту обоих пластов I и II скважины. На колонне насосно-компрессорных труб 1 может быть установлен дополнительный пакер 16 с кабельным вводом на уровне выше канала 12 подвода нефти из верхнего пласта II скважины в приемную камеру 13 эжектора 5, исключающий возможную депрессию верхнего пласта I скважины (Фиг. 2).A pump-ejector installation for oil production from two layers of one well contains a centrifugal pump 2 with a submersible electric drive 3, lowered into the well by tubing 1, the latter being hermetically connected to the power cable 4 of the power supply of the drive 3 of the centrifugal pump 2, a liquid-jet ejector 5 and at least at least one packer 6 with cable entry, separating the lower layer I and upper layer II in the annulus 7. At the outlet of the centrifugal pump 2, a receiver 8 is installed, connected by a pipe 9 to the entrance to the nozzle 10 of the ejector 5. On the outlet valve 11 is installed with a check valve 11. In the channel 12 for supplying oil from the upper formation II of the well to the receiving chamber 13 of the ejector 5, a second check valve 14 is installed (Fig. 1). The liquid-jet ejector 5 is made with a passage section of the nozzle 10, directly proportional to the flow rate Q 1 of the lower formation I of the well, and with a passage section of the mixing chamber 15, directly proportional to the flow rate of both layers I and II of the well. An additional packer 16 can be installed on the tubing string 1 with a cable entry above the channel 12 for supplying oil from the upper formation II of the well to the receiving chamber 13 of the ejector 5, eliminating the possible depression of the upper formation I of the well (Fig. 2).

Пример осуществления способа добычи нефти из двух пластов одной скважины с помощью насосно-эжекторной установки для его осуществленияAn example of the method of oil production from two layers of the same well using a pump-ejector installation for its implementation

Электроприводной центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3 и силовым кабелем 4, жидкоструйный эжектор 5 и по крайней мере один пакер 6 с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины, устанавливают в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 1. Нефть с содержанием газа менее 100 м3/т откачивают одновременно из верхнего пласта II с дебитом Q2=20 м3/сут и из нижнего пласта I с дебитом Q1=60 м3/сут в устье скважины центробежным насосом 2 с напором Рэцн=9,7 МПа, задаваемым из условия распределения давления Рэцн на подъем массы тмнс нефти из нижнего пласта I по трубе 9 в сопло 10 жидкоструйного эжектора 5 и массы тнкт смеси нефти обоих пластов I и II скважины по колонне насосно-компрессорных труб 1 и потерю давления рстр на работу жидкоструйного эжектора 5, из условия:An electric drive centrifugal pump 2 with a submersible electric drive 3 and a power cable 4, a liquid-jet ejector 5 and at least one packer 6 with a cable entry, separating the well strata, are installed in the well on the tubing string 1. Oil with a gas content of less than 100 m 3 / t is evacuated simultaneously from the top layer II at a flow rate Q 2 = 20 m 3 / day and from the lower reservoir I at a flow rate Q 1 = 60 m 3 / day at the wellhead centrifugal pump with a pressure P 2 = 9.7 MPa ESP, predeterminable from the condition of the distribution of pressure P ect on the increase in mass t mnc oil from the lower layer I through pipe 9 to the nozzle 10 of the liquid ejector 5 and the mass t of oil mixture of both layers of I and II wells along the tubing string 1 and the pressure loss p p for the operation of the liquid ejector 5, from the condition:

Рэцн≥тмнснктстр.P ≥t MHC ESP + m + p p tubing.

Для выполнения этого условия проходное сечение Sc сопла 10 жидкоструйного эжектора 5 выполнено с диаметром 3,8 мм, прямо пропорциональным дебиту Q1 нижнего пласта I согласно формуле:To fulfill this condition, the orifice S c of the nozzle 10 of the liquid-jet ejector 5 is made with a diameter of 3.8 mm, which is directly proportional to the flow rate Q 1 of the lower layer I according to the formula:

Sc=K1·Q1.S c = K 1 · Q 1 .

Проходное сечение Sk камеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнено с диаметром 5,4 мм, прямо пропорциональным дебиту (Q1+Q2) обоих пластов I и II скважины, согласно формуле:The cross section S k of the mixing chamber 15 of the liquid-jet ejector 5 is made with a diameter of 5.4 mm, which is directly proportional to the flow rate (Q 1 + Q 2 ) of both reservoirs I and II of the well, according to the formula:

Sk=K2·(Q1+Q2).S k = K 2 · (Q 1 + Q 2 ).

Из центробежного насоса 2 нефть нижнего пласта I с содержанием газа менее 100 м3/т и дебитом Q1=60 м3/сут турбулентным течением потока перетекает в ресивер 8, в котором происходит сглаживание колебаний давления нефти, вызываемых пульсирующей подачей и прерывистым потоком нефти из центробежного насоса 2, перетекает ламинарным течением через обратный клапан 11 ресивера 8 с напором Рэцн=9,7 МПа по трубе 9 в сопло 10 с диаметром 3,8 мм жидкоструйного эжектора 5 и далее через приемную камеру 13 в камеру смешения 15 с диаметром 5,4 мм жидкоструйного эжектора 5. Одновременно с нефтью из нижнего пласта I жидкоструйным эжектором 5 откачивают нефть из верхнего пласта II с дебитом Q2=20 м3/сут через затрубное пространство 7 скважины, обратный клапан 14 по каналу 12 и приемную камеру 13 жидкоструйного эжектора 5 в колонну насосно-компрессорных труб 1. Из камеры смешения 15 жидкоструйным эжектором 5 смесь нефти из обоих пластов I и II с дебитом 80 м3/сут поднимается с напором 5,0 МПа по колонне насосно-компрессорных труб 1 в устье скважины. После выключения работы насосно-эжекторной установки нефть из колонны насосно-компрессорных труб 1 под воздействием собственного веса устремляется обратно в скважину и перекрывает обратный клапан 14 в канале 12 после приемной камеры 13 жидкоструйного эжектора 5 и обратный клапан 11 ресивера 8 перед центробежным насосом 2.From the centrifugal pump 2, the oil of the lower reservoir I with a gas content of less than 100 m 3 / t and flow rate Q 1 = 60 m 3 / day flows into the receiver 8 in a turbulent flow, in which the pressure fluctuations of the oil are smoothed out due to the pulsating flow and intermittent oil flow from a centrifugal pump 2, flows through the check valve 11 of the receiver 8 with a laminar flow with a pressure of R ect = 9.7 MPa through the pipe 9 into the nozzle 10 with a diameter of 3.8 mm of a liquid-jet ejector 5 and then through a receiving chamber 13 into a mixing chamber 15 with a diameter 5.4 mm liquid jet ejector 5. Simultaneously with the oil from the lower layer I, a liquid-jet ejector 5 pumps oil from the upper layer II with a flow rate of Q 2 = 20 m 3 / day through the annulus 7 of the well, a check valve 14 through channel 12 and a receiving chamber 13 of the liquid-jet ejector 5 to the pump casing -compressor pipes 1. From the mixing chamber 15 with a liquid-jet ejector 5, a mixture of oil from both reservoirs I and II with a flow rate of 80 m 3 / day rises with a pressure of 5.0 MPa along the string of tubing 1 at the wellhead. After shutting down the operation of the pump-ejector installation, oil from the tubing string 1, under the influence of its own weight, rushes back into the well and closes the check valve 14 in the channel 12 after the receiving chamber 13 of the liquid jet ejector 5 and the check valve 11 of the receiver 8 in front of the centrifugal pump 2.

Использование предлагаемых способа добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторной установки для его осуществления позволит повысить эффективность эксплуатации скважин с содержанием газа менее 100 м3/т и исключить сбои в работе жидкоструйного эжектора установки.Using the proposed method of oil production from two layers of one well and a pump-ejector installation for its implementation will improve the efficiency of wells with a gas content of less than 100 m 3 / t and eliminate malfunctions in the operation of a liquid-jet ejector of the installation.

Claims (3)

1. Способ добычи нефти из двух пластов одной скважины, разобщенных пакером, включающий откачивание нефти из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно с нефтью из нижнего пласта откачивают нефть из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины, отличающийся тем, что нефть из нижнего пласта нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока нефти с малым содержанием газа, а откачивание нефти в устье скважины производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов по колонне насосно-компрессорных труб и на работу жидкоструйного эжектора, при этом проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно.1. A method of extracting oil from two layers of the same well, separated by a packer, including pumping oil from the lower layer by a centrifugal pump with a pressurized liquid ejector into the nozzle, the latter simultaneously pumping oil from the lower layer from the upper layer through a tubing string into wellhead, characterized in that oil from the lower reservoir is injected into the nozzle of the liquid jet ejector by a laminar flow of oil flow with a low gas content, and pumping oil at the wellhead produces prices a submersible pump with a pressure set from the condition for the pressure distribution to lift the masses of oil from the lower layer into the nozzle of the liquid jet ejector and the mixture of oil from both layers along the tubing string and to the operation of the liquid jet ejector, while the nozzle and the mixing chamber of the liquid jet ejector pass through directly proportional to the flow rate of the lower layer and the flow rate of both layers of the well, respectively. 2. Насосно-эжекторная установка, содержащая спущенные в скважину на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем, жидкоструйный эжектор, соединенный входом в сопло с трубой, в которой установлен обратный клапан, и по крайней мере один пакер с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины, отличающаяся тем, что на выходе центробежного насоса установлен ресивер, соединенный трубой с входом в сопло жидкоструйного эжектора, на выходе из ресивера установлен обратный клапан, а в канале подвода флюида из верхнего пласта скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора установлен второй обратный клапан, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно. 2. A pump-ejector installation comprising an electric drive centrifugal pump with a power cable lowered into a well on a tubing string, a liquid-jet ejector connected to the nozzle inlet with a pipe in which a non-return valve is installed, and at least one packer with a cable entry, uncoupling the well strata, characterized in that a receiver is installed at the outlet of the centrifugal pump, connected by a pipe to the entrance to the nozzle of the liquid-jet ejector, a check valve is installed at the outlet of the receiver, and a fluid in the supply channel and a second non-return valve is installed from the upper wellbore into the receiving chamber of the liquid-jet ejector, while the liquid-jet ejector is made with flow-through sections of the nozzle and mixing chamber directly proportional to the flow rate of the lower layer and the flow rate of both well layers, respectively. 3. Насосно-эжекторная установка по п. 2, отличающаяся тем, что на колонне насосно-компрессорных труб установлен дополнительный пакер с кабельным вводом на уровне выше канала подвода флюида из верхнего пласта скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора. 3. The pump-ejector installation according to claim 2, characterized in that an additional packer is installed on the tubing string with a cable entry at a level above the channel for supplying fluid from the upper formation to the receiving chamber of the liquid ejector.
RU2014119600/03A 2014-05-15 2014-05-15 Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation RU2550613C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014119600/03A RU2550613C2 (en) 2014-05-15 2014-05-15 Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014119600/03A RU2550613C2 (en) 2014-05-15 2014-05-15 Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014119600A RU2014119600A (en) 2014-08-10
RU2550613C2 true RU2550613C2 (en) 2015-05-10

Family

ID=51355062

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014119600/03A RU2550613C2 (en) 2014-05-15 2014-05-15 Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2550613C2 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693119C1 (en) * 2018-06-29 2019-07-01 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) Submersible pumping unit
RU2718553C1 (en) * 2019-09-11 2020-04-08 Олег Сергеевич Николаев Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5961282A (en) * 1996-05-07 1999-10-05 Institut Francais Du Petrole Axial-flow and centrifugal pumping system
RU2157926C1 (en) * 2000-02-17 2000-10-20 Архипов Юрий Александрович Guide vanes of axial-flow compressor
RU2274731C2 (en) * 2004-02-24 2006-04-20 ЗАО "Новомет-Пермь" Oil production method and facility
RU2278996C1 (en) * 2005-02-10 2006-06-27 Зиновий Дмитриевич Хоминец Jet well pumping unit
RU2295631C1 (en) * 2005-06-22 2007-03-20 Александр Николаевич Дроздов Immersed pump-ejector system for extracting oil
RU2405918C1 (en) * 2009-06-08 2010-12-10 Олег Марсович Гарипов Method of garipov for oil production and device for its realisation
RU2406917C2 (en) * 2009-02-19 2010-12-20 Геннадий Николаевич Матвеев Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5961282A (en) * 1996-05-07 1999-10-05 Institut Francais Du Petrole Axial-flow and centrifugal pumping system
RU2157926C1 (en) * 2000-02-17 2000-10-20 Архипов Юрий Александрович Guide vanes of axial-flow compressor
RU2274731C2 (en) * 2004-02-24 2006-04-20 ЗАО "Новомет-Пермь" Oil production method and facility
RU2278996C1 (en) * 2005-02-10 2006-06-27 Зиновий Дмитриевич Хоминец Jet well pumping unit
RU2295631C1 (en) * 2005-06-22 2007-03-20 Александр Николаевич Дроздов Immersed pump-ejector system for extracting oil
RU2406917C2 (en) * 2009-02-19 2010-12-20 Геннадий Николаевич Матвеев Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation
RU2405918C1 (en) * 2009-06-08 2010-12-10 Олег Марсович Гарипов Method of garipov for oil production and device for its realisation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693119C1 (en) * 2018-06-29 2019-07-01 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) Submersible pumping unit
RU2718553C1 (en) * 2019-09-11 2020-04-08 Олег Сергеевич Николаев Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation

Also Published As

Publication number Publication date
RU2014119600A (en) 2014-08-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
GB2499473A (en) Gas lift system with surface jet pump
RU2550613C2 (en) Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation
RU2405918C1 (en) Method of garipov for oil production and device for its realisation
RU2014151076A (en) OIL PRODUCING COMPLEX
RU2488689C1 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
US10337296B2 (en) Gas lift assembly
RU115408U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL
RU2698785C1 (en) Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
RU2473821C1 (en) Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests
RU2553110C2 (en) Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation
RU2564312C1 (en) Method of deposit hydraulic fracturing in well
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
RU2520315C2 (en) Dual production method from two beds in same well
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2405924C1 (en) Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well
RU2569526C1 (en) Unit for dual operation of wells
RU165135U1 (en) SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION
RU127416U1 (en) DIFFERENTIAL SUBMERSIBLE REMAINED ELECTRIC PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE WATER PUMPING IN SEVERAL PRODUCTIVE LAYERS
RU2531228C1 (en) Well operation installation
RU132507U1 (en) INTEGRATED SUBMERSIBLE BARBED ELECTRIC PUMP INSTALLATION
RU2633852C2 (en) Method of simultaneous-separate production of well fluid and injection of liquid into well and ejector plant for its implementation (versions)
RU2499133C2 (en) Electrically drive pump unit for oil extraction and fluid injection in bed
RU2485299C1 (en) Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation
RU144477U1 (en) PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS

Legal Events

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

Effective date: 20170516