RU2591065C2 - Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) - Google Patents
Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2591065C2 RU2591065C2 RU2015118549/03A RU2015118549A RU2591065C2 RU 2591065 C2 RU2591065 C2 RU 2591065C2 RU 2015118549/03 A RU2015118549/03 A RU 2015118549/03A RU 2015118549 A RU2015118549 A RU 2015118549A RU 2591065 C2 RU2591065 C2 RU 2591065C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- oil
- space
- cable
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована для перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to the oil industry, and can be used for pumping fluid from the upper flooded reservoir into the lower oil-bearing strata of the well.
Известно устройство межпластовой перекачки воды, содержащее скважину, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинной насосной установкой в виде многоступенчатого центробежного насоса с погружным электродвигателем, силовой кабель электропитания, наземный блок электроснабжения, управления и контроля, пакер для разобщения ствола скважины между отдающим и принимающим воду пластами. Вход насоса гидравлически сообщен с первым из этих пластов, а выход - со вторым. Устройство снабжено внутрискважинным узлом обеспечения минимального содержания мехпримесей, глубинным скважинным преобразователем расхода воды в последовательность информационных электрических сигналов и проводным каналом электросвязи с наземным блоком вычисления расхода, содержания мехпримесей и учета количества воды, который соединен с блоком электроснабжения, управления и контроля. (Патент RU №44349 U1 на полезную модель. Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства. МПК E21B 47/10, G01F 1/06. Опубл. 10.03.2005. Патент RU №2278969 С1 на изобретение. Устройство межпластовой перекачки воды и глубинный скважинный преобразователь расхода для этого устройства. МПК E21B 47/10, G01F 1/06. Опубл. 27.06.2006.) Недостатком известной установки является сложность конструкции.A device for inter-reservoir water pumping is known, comprising a well, a tubing string with a downhole pump unit in the form of a multi-stage centrifugal pump with a submersible electric motor, a power cable, a ground-based power supply, control and monitoring unit, a packer for separating the wellbore between the water supplying and receiving water layers . The pump inlet is hydraulically connected to the first of these layers, and the outlet to the second. The device is equipped with an downhole assembly to ensure a minimum content of mechanical impurities, a downhole downstream transducer of water flow into a sequence of information electrical signals and a wired telecommunication channel with a ground-based unit for calculating the flow, content of mechanical impurities and accounting for the amount of water, which is connected to the power supply, control and monitoring unit. (Patent RU No. 44349 U1 for a utility model. An inter-reservoir water pumping device and a downhole flow transducer for this device. IPC E21B 47/10, G01F 1/06. Published. 03/10/2005. Patent RU No. 2278969 C1 for an invention. An inter-reservoir device water pumping and downhole borehole flow transducer for this device IPC E21B 47/10, G01F 1/06. Published on June 27, 2006.) A disadvantage of the known installation is the design complexity.
Известна установка для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний пласт скважины с возможностью герметизации устья, содержащая пакер, спущенный на колонне труб, оснащенной обводным каналом и всасывающим клапаном на конце, и электрический погружной насос в составе колонны труб, установленный выше всасывающего клапана и ниже обводного канала, через который полость колонны труб выше насоса сообщена с нижним пластом. Пакер герметично разобщает заколонное пространство скважины на две части: выше и ниже пакера. При этом полость колонны труб ниже насоса имеет возможность сообщения с верхним пластом при перекачке жидкости из заколонного пространства выше пакера - зоны верхнего пласта - в нижний пласт насосом. Между насосом и всасывающим клапаном установлен датчик напора жидкости верхнего водоносного пласта в заколонном пространстве с возможностью включения и выключения насоса. (Патент RU №2287673 С1. Установка для закачки жидкости из верхнего пласта в нижний пласт скважины. МПК E21B 43/14. Опубл. 20.11.2006.) Недостатком известной установки является сложность конструкции.A known installation for pumping fluid from the upper reservoir into the lower reservoir of the well with the possibility of sealing the wellhead, comprising a packer, deflated on a pipe string equipped with a bypass channel and a suction valve at the end, and an electric submersible pump as a part of the pipe string mounted above the suction valve and below the bypass a channel through which the cavity of the pipe string above the pump communicates with the lower reservoir. The packer hermetically divides the annulus of the well into two parts: above and below the packer. At the same time, the cavity of the pipe string below the pump has the ability to communicate with the upper layer when pumping liquid from the annulus above the packer - the zone of the upper layer - into the lower layer by the pump. Between the pump and the suction valve, a fluid pressure sensor is installed in the upper aquifer in the annulus with the possibility of turning the pump on and off. (Patent RU No. 2278673 C1. Installation for pumping fluid from the upper formation into the lower formation of the well. IPC E21B 43/14. Published on November 20, 2006.) A disadvantage of the known installation is the design complexity.
Известна установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией, включающая два пакера, разъединитель, якорь, расходомер, насос, клапаны и фильтр, спущенные в скважину на колонне труб. Над нижним пакером установлен разъединитель колонны. Колонна труб оборудована гидравлическим якорем и установкой электроцентробежного насоса перевернутого типа, содержащей расходомер, влагомер, электроцентробежный насос, погружной электродвигатель, датчик давления, датчик температуры, над которыми расположен клапан закачки с имеющими выше него верхним пакером с кабельным вводом. В колонне труб установлено извлекаемое устройство распределения потока, состоящее из корпуса, ловильной головки, посадочного седла и заглушек. В корпусе устройства распределения потока выполнены несколько каналов для промывки и закачки. На внешней поверхности устройства распределения потока имеется паз для укладки кабеля. Выше устройства распределения потока установлено извлекаемое устройство очистки жидкости, включающее в себя шламоуловитель, фильтр, посадочное седло и ловильную головку, пропускаемую через полнопроходной перепускной клапан, установленный в верхней части установки, ловильная головка устройства очистки жидкости расположена выше перепускного клапана. Нижний пакер выполнен механического действия. Верхний пакер - с кабельным вводом гидромеханического действия. Нижняя часть установки выполнена с открытым концом в виде воронки или хвостовика и оснащена клапаном-отсекателем. (Патент RU №2485293 С1 на изобретение. Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией. МПК E21B 43/14. Опубл. 20.06.2013.) Недостатком известной установки является низкая эффективность перекачки жидкости в скважине.A known installation for pumping fluid from the upper layer of the well to the bottom with filtration, including two packers, a disconnector, an anchor, a flow meter, a pump, valves and a filter, lowered into the well on a pipe string. A column disconnector is installed above the bottom packer. The pipe string is equipped with a hydraulic anchor and an inverted-type electric centrifugal pump installation containing a flowmeter, a moisture meter, an electric centrifugal pump, a submersible electric motor, a pressure sensor, and a temperature sensor, above which there is an injection valve with an upper packer with a cable entry above it. In the pipe string, a retrievable flow distribution device is installed, consisting of a housing, a fishing head, a landing seat and plugs. In the body of the flow distribution device, several channels for flushing and pumping are made. On the outer surface of the flow distribution device there is a groove for laying the cable. Above the flow distribution device, a retrievable liquid purification device is installed, including a sludge trap, a filter, a seat saddle and a fishing head passed through a full bore bypass valve installed in the upper part of the installation, the fishing head of the liquid cleaning device is located above the bypass valve. The lower packer is made of mechanical action. The top packer - with cable gland hydromechanical action. The lower part of the installation is made with an open end in the form of a funnel or a liner and is equipped with a shut-off valve. (Patent RU No. 2485293 C1 for the invention. The method of downhole pumping and installation for pumping fluid from the upper layer of the well to the bottom with filtration. IPC E21B 43/14. Publish. 06/20/2013.) A disadvantage of the known installation is the low efficiency of pumping fluid in the well.
Известна насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт, состоящая из насосно-компрессорных труб и насосной установки, содержащей компенсатор, погружной электродвигатель с кабелем, соединенный с секционным насосом через протектор, обратный клапан, скважинный узел учета расхода, температуры, вибрации и давления с линией связи, пристыкованный к нижней части насоса через обратный клапан, и стыковочный узел, стыкующий насосную установку с пакером, расположенным выше кровли нефтяного пласта. Электродвигатель расположен в верхней части насосной установки и снабжен хомутами для защиты линии связи узла учета расхода, давления, вибрации, температуры. Количество секций насоса взаимосвязано с давлением нагнетания. (Патент RU №131069 U1 на полезную модель. Насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт. МПК E21B 43/00. Опубл. 10.08.2013.) Недостатком известной установки является сложность конструкции, влияющая на эффективность перекачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины.Known pumping unit for pumping water in the well from reservoir to reservoir, consisting of tubing and a pump installation containing a compensator, a submersible motor with a cable connected to the sectional pump through a tread, check valve, borehole metering unit for flow, temperature, vibration and pressure with a communication line docked to the bottom of the pump through a non-return valve, and a docking station connecting the pumping unit with a packer located above the roof of the oil reservoir. The electric motor is located in the upper part of the pump installation and is equipped with clamps to protect the communication line of the metering unit for flow, pressure, vibration, temperature. The number of pump sections is related to the discharge pressure. (Patent RU No. 131069 U1 for a utility model. A pumping unit for pumping water in a well from a formation to a formation. IPC E21B 43/00. Published on 08/10/2013.) A disadvantage of the known installation is the design complexity that affects the efficiency of pumping fluid from a watered formation. into the oil reservoirs of the well.
Наиболее близкими аналогами заявляемого изобретения являются установки для внутрискважинной перекачки воды из верхнего пласта в нижний, содержащие колонну лифтовых труб, пакер, разделяющий водоносный и продуктивный пласты, и перевернутый электроцентробежный насос, вход которого сообщен с надпакерным пространством, а выход - хвостовиком с подпакерным пространством. Электродвигатель насоса помещен в герметичный кожух, сообщенный снизу с входом насоса, а сверху - с лифтовой колонной, в которой выше кожуха выполнено отверстие для сообщения с надпакерным пространством. Насос также может быть расположен внутри кожуха. (Патент RU №77900 U1 на полезную модель. Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего пласта в нижний. МПК E21B 43/20. Опубл. 10.11.2008. Патент RU №131802 U1 на полезную модель. Установка для внутрискважинной перекачки воды из верхнего водоносного пласта в нижний продуктивный. МПК E21B 43/14. Опубл. 27.08.2013.) Данное изобретение принято за прототип.The closest analogues of the claimed invention are installations for downhole pumping of water from the upper layer to the lower one, containing a column of elevator pipes, a packer separating the aquifer and the productive layer, and an inverted electric centrifugal pump, the inlet of which is in communication with the over-packer space, and the outlet is with a shank with under-packer space. The pump motor is placed in a sealed casing, communicated from below with the pump inlet, and from above with an elevator column, in which a hole is made above the casing for communication with the packer space. The pump may also be located inside the casing. (Patent RU No. 77900 U1 for a utility model. Installation for downhole pumping of water from the upper layer to the lower. IPC E21B 43/20. Publish. 10.11.2008. Patent RU No. 131802 U1 for a utility model. Installation for downhole pumping of water from the upper aquifer formation in the lower productive. IPC E21B 43/14. Published. 08.27.2013.) This invention is taken as a prototype.
Недостатком известной установки является низкая эффективность закачки жидкости из верхнего пласта в нижние пласты скважины из-за сложности конструкции установки.A disadvantage of the known installation is the low efficiency of pumping fluid from the upper formation into the lower layers of the well due to the complexity of the design of the installation.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является упрощение конструкции установки и улучшение дозирования перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to simplify the design of the installation and improve the dosage of pumping fluid from the upper flooded formation into the lower oil-bearing strata of the well.
Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение эффективности перекачки жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.The technical result is to simplify the design and increase the efficiency of pumping fluid from the upper flooded reservoir into the lower oil-bearing strata of the well.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, в первом варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, и центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, а пакер выполнен с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия.The specified technical result is achieved by the fact that in the known installation for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well, in the first embodiment, containing a string of lift pipes, a packer separating the interstratal space of the well, and a centrifugal pump communicating with the inlet of the overpacker space and the outlet with subpacker, including an electric drive with a sealed input of a power cable connected to a control station, while the pump outlet is hermetically connected by a telescopic docking unit to the barrel akera with the possibility of their separate descent into the casing of the well and lifting of the string of elevator pipes hermetically passed through the wellhead flange with a cable entry, according to the proposed technical solution, the electric drive is equipped with a telemetry unit, by which the centrifugal pump is connected to the string of elevator pipes at the level of the flooded wellbore, and the packer made with two anchor devices of the opposite direction.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, во втором варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, причем пакер, установленный между нефтеносными пластами, выполнен с опорным якорным устройством, а между верхним нефтеносным и обводненным пластами пакер выполнен с запорным якорным устройством, при этом лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены проточной и забойной скважинными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, на уровне последней в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой с дроссельными отверстиями в стенке, сообщающимися с кольцевой выемкой, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб в нефтеносные пласты через межпакерное и подпакерное пространства скважины, для чего на свободном торце забойной камеры установлен шламосборник, блокирующий проточный канал цилиндрической вставки.The specified technical result is achieved by the fact that in the known installation for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well, in the second embodiment, containing a string of lift pipes, a packer that divides the interstratal space of the well, a centrifugal pump communicating with the inlet with the overpacker space and the outlet with the underpacker space comprising an electric drive with a sealed input of a power cable connected to a control station, while the pump outlet is hermetically connected by a telescopic docking unit to the barrel according to the proposed technical solution, the electric actuator is equipped with a telemetry unit, by which a centrifugal pump is connected to the tubing string at the level of the flooded wellbore, and the packer installed between the oil-bearing strata is made with a supporting anchor device, and between the upper oil-bearing and flooded strata the packer is made with a locking anchor device, while the elevator pipes at the level of oil reservoirs are connected by flowing and downhole chambers, on the inner side of the wall of which an annular recess is made, at the level of the latter, radial flow openings are made in the wall, overlapped by a replaceable cylindrical insert with throttle openings in the wall communicating with the annular recess dosing fluid flows from the cavity of the elevator pipes into the oil-bearing strata through the inter-packer and sub-packer spaces of the well, for which purpose at the free end hydrochloric camera chip catcher installed, blocking the flow passage of the cylindrical insert.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, в третьем варианте, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий межпластовое пространство скважины, и центробежный насос, сообщающийся входом с надпакерным пространством, а выходом - с подпакерным, включающий электропривод с герметичным вводом кабеля электропитания, соединенного со станцией управления, при этом насос выходом герметически соединен телескопическим стыковочным узлом со стволом пакера с возможностью раздельного спуска их в обсадную трубу скважины и подъема колонной лифтовых труб, герметически пропущенной через устьевой фланец с кабельным вводом, согласно предложенному техническому решению электропривод снабжен блоком телеметрии, которым центробежный насос соединен с колонной лифтовых труб на уровне обводненного пласта скважины, причем пакер, установленный между нефтеносными пластами, выполнен с опорным якорным устройством, а между верхним нефтеносным и обводненным пластами пакер выполнен с запорным якорным устройством, при этом лифтовые трубы на уровне нефтеносных пластов соединены проточной и забойной скважинными камерами, на внутренней стороне стенки которых выполнена кольцевая выемка, на уровне последней в стенке выполнены радиальные проточные отверстия, перекрываемые корпусом гидравлического дросселя, установленного в скважинные камеры и сообщающегося выходными каналами с кольцевой выемкой, при этом гидравлические дросселя оснащены блоком телемеханической системы с возможностью автоматического управления, соединенные электрическим кабелем связи между собой и с блоком телеметрии электропривода либо ручного управления по кабелю электропитания от панели управления, функционально связанной со станцией управления скважиной, причем корпус гидравлического дросселя проточной камеры выполнен с эксцентричным продольным каналом, сообщающим полости лифтовых труб с возможностью регулирования объема закачки жидкости из обводненного пласта в нефтеносные пласты скважины, причем телескопический стыковочный узел снабжен электрическим разъемом кабеля связи, обеспечивающим раздельный спуск центробежного насоса и пакеров с камерами в обсадную трубу скважины и раздельный подъем их колонной лифтовых труб.The specified technical result is achieved by the fact that in the known installation for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well, in the third embodiment, containing a string of lift pipes, a packer that separates the interstratal space of the well, and a centrifugal pump communicating with the inlet with the overpacker space and the outlet with subpacker, including an electric drive with a sealed input of a power cable connected to a control station, while the pump outlet is hermetically connected by a telescopic docking unit to the barrel packer with the possibility of their separate descent into the casing of the well and lifting a string of lift pipes hermetically passed through the wellhead flange with a cable entry, according to the proposed technical solution, the electric drive is equipped with a telemetry unit, by which the centrifugal pump is connected to the string of lift pipes at the level of the flooded wellbore, and the packer installed between the oil reservoirs is made with a supporting anchor device, and between the upper oil and flooded reservoirs the packer is made with a locking anchor device, while the elevator pipes at the level of oil reservoirs are connected by flowing and downhole chambers, an annular recess is made on the inner side of the wall, at the level of the latter, radial flow openings are made in the wall, which are blocked by a housing of a hydraulic throttle installed in the borehole chambers and communicating with output channels with an annular recess, while the hydraulic chokes are equipped with a telemechanical system unit with the possibility of automatic control, connected by an communication cable between each other and with the telemetry unit of the electric drive or manual control via the power cable from the control panel functionally connected to the well control station, and the body of the hydraulic choke of the flow chamber is made with an eccentric longitudinal channel communicating the cavity of the lift pipes with the possibility of regulating the volume of fluid injection from flooded formation in oil-bearing strata of the well, and the telescopic docking unit is equipped with an electrical connector of the communication cable, providing vayuschim separated descent centrifugal pump chambers and packers in the well casing and separate lifting column of tubing.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам группы заявленных вариантов установок для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant 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 group of declared variants of installations for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых вариантов 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 преобразования на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The results of the search for known solutions in this technical field in order to identify features that match the distinctive features of the claimed variants of the technical solutions from the prototype have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformation provided for by the essential features of the claimed technical features on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "inventive step".
Заявленные варианты технического решения испытаны и реализованы на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемые варианты установок для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions are tested and implemented in oil wells. Therefore, the claimed options for installations for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well correspond to the patentability condition "industrial applicability".
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку заявленные варианты установки для перекачки жидкости из верхнего в нижние пласты скважины решают одну и ту же задачу - дозированную перекачку жидкости из верхнего обводненного пласта в нижние нефтеносные пласты скважины.In the present application for the grant of a patent, the requirement of the unity of the invention is met, since the claimed installation options for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well solve the same problem - dosed pumping of liquid from the upper flooded layer to the lower oil-bearing strata of the well.
На фиг. 1 представлена установка для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины, первый вариант; на фиг. 2 - то же, второй вариант; на фиг. 3 - то же, третий вариант.In FIG. 1 shows the installation for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well, the first option; in FIG. 2 - the same, second option; in FIG. 3 - the same, third option.
Установка для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины по первому варианту содержит колонну лифтовых труб 1, пакер 2 с двумя противоположно направленным действием опорным якорным устройством 3 и запорным якорным устройством 4, разобщающий межпластовое пространство скважины на надпакерное пространство 5, сообщающееся с обводненным пластом I, и подпакерное пространство 6, сообщающееся с нефтеносным пластом II, и центробежный насос 7, сообщающийся входом с надпакерным пространством 5, а выходом - с подпакерным пространством 6 через ствол пакера 2, герметически соединенный с выходом насоса 7 телескопическим стыковочным узлом 8 с возможностью раздельного спуска в обсадную трубу 9 скважины и подъема их колонной лифтовых труб 1, герметически пропущенной через устьевой фланец 10 с кабельным вводом 11. Центробежный насос 7 включает приемный модуль 12 и электропривод 13 с блоком телеметрии 14, которым насос 7 соединен с колонной лифтовых труб 1 и с кабелем электропитания 15, соединенного со станцией управления (СУ) (Фиг. 1).The installation for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well according to the first embodiment comprises a column of
В установке по второму варианту пакер 16, разобщающий пространство скважины между нефтеносными пластами II и III, выполнен с опорным якорным устройством 3, а пакер 17, разобщающий пространство скважины между верхним нефтеносным пластом III и обводненным пластом I, - с запорным якорным устройством 4. Лифтовые трубы 1 на уровне нефтеносного пласта III соединены проточной скважинной камерой 18, а на уровне нефтеносного пласта II - забойной скважинной камерой 19. На внутренней стороне стенок скважинных камер 18 и 19 выполнена кольцевая выемка 20, на уровне которой в стенке выполнены радиальные проточные отверстия 21, перекрываемые сменной цилиндрической вставкой 22 с проточным каналом 23 и дроссельными отверстиями 24 в стенке, сообщающимися с кольцевой выемкой 20, дозирующими потоки жидкости из полости лифтовых труб 1 в нефтеносные пласты II и III через подпакерное пространство 6 и межпакерное пространство 25 скважины соответственно. Проточный канал 23 в цилиндрической вставке 22 заблокирован снизу шламосборником 26, установленным на свободном торце забойной камеры 19 (Фиг. 2).In the installation according to the second embodiment, the
В установке по третьему варианту проточная и забойная скважинные камеры 18 и 19 содержат гидравлические дроссели 27, оснащенные блоком телемеханической системы 28 с возможностью автоматического управления, соединенные электрическим кабелем связи 29 между собой и с блоком телеметрии 14 электропривода 13 либо ручного управления по кабелю электропитания 15 панели управления (ПУ), функционально связанной с СУ скважиной с возможностью регулирования объема закачки жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины. На внутренней стороне стенки скважинных камер 18 и 19 выполнена кольцевая выемка 20, на уровне которой в стенке выполнены радиальные проточные отверстия 21, перекрываемые корпусом гидравлического дросселя 27 с выходными каналами 30, сообщающимися с кольцевой выемкой 20. Корпус гидравлического дросселя 27 проточной скважинной камеры 18 выполнен с эксцентричным продольным каналом 31, сообщающим полости лифтовых труб 1 выше и ниже проточной камеры 18. Телескопический стыковочный узел 8 снабжен электрическим разъемом 32 кабеля связи 29, обеспечивающим спуск и подъем центробежного насоса 7 и пакеров 16 и 17 с гидравлическими дросселями 27 отдельно (Фиг. 3).In the installation according to the third embodiment, the flowing and
Установки для перекачки жидкости из верхнего в нижний пласты скважины работают следующим образом.Installations for pumping fluid from the upper to the lower layers of the well operate as follows.
Запускают в работу погружной центробежный насос 7, подавая электропитание погружному электроприводу 13 по кабелю электропитания 15 от СУ. Электроприводом 13 жидкость из обводненного пласта I центробежным насосом 7 перекачивают в нефтеносный пласт II и III.The submersible
По первому варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 2 перекачивается в подпакерное пространство 6 и далее в нефтеносный пласт II. Жидкость из надпакерного пространства 5 под давлением закачивается в нефтеносный пласт II скважины под контролем блока телеметрии 8, последний реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5 и на давление в обводненном пласте I скважины. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ скважиной (Фиг. 1).According to the first embodiment of the installation, the liquid from the flooded formation I through the
По второму варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 последовательно поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 17 жидкость последовательно перетекает по лифтовым трубам 1 в проточную скважинную камеру 18, затем через проточный канал 23 сменной цилиндрической вставки 22 по лифтовым трубам 1 и ствол пакера 16 в забойную скважинную камеру 19, на свободном торце которой установлен шламосборник 26, блокирующий проточный канал 23 в сменной цилиндрической вставке 22. Из проточной скважинной камеры 18 жидкость через дроссельные отверстия 24, кольцевую выемку 20 и радиальные проточные отверстия 21 под давлением поступает в межпакерное пространство 25 и закачивается в нефтеносный пласт III скважины. Из забойной скважинной камеры 19 жидкость через дроссельные отверстия 24 в сменной цилиндрической вставке 22, кольцевую выемку 20 и радиальные проточные отверстия 21 под давлением поступает в подпакерное пространство 6 и закачивается в нефтеносный пласт II скважины. Во избежание засорения дроссельных отверстий 24 в сменной цилиндрической вставке 22, шлам, присутствующий в перекачиваемой жидкости, выпадает в шламосборник 26. Дозирование потоков жидкости в нефтеносные пласты II и III достигается сменой цилиндрических вставок 22 в камерах 18 и 19, отличающихся просветом дроссельных отверстий 24. Закачивание жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины ведется под контролем блока телеметрии 8, последний реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5 и на давление в обводненном пласте I скважины. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ (Фиг. 2).According to the second embodiment of the installation, the liquid from the flooded reservoir I through the
По третьему варианту исполнения установки жидкость из обводненного пласта I через надпакерное пространство 5 поступает в приемный модуль 12, из которого центробежным насосом 7 через телескопический стыковочный узел 8 и ствол пакера 17 жидкость перетекает по лифтовым трубам 1 в проточную скважинную камеру 18 на уровне нефтеносного пласта III. Затем часть жидкости поступает в канал гидравлического дросселя 27 проточной камеры 18, а часть через проточный канал 31 в корпусе гидравлического дросселя 27, по лифтовым трубам 1 и ствол пакера 16 в забойную скважинную камеру 19 на уровне нефтеносного пласта II и гидравлический дроссель 27. Затем через каналы гидравлических дросселей 27, с реакцией блоков телемеханической системы 28 на параметры закачки жидкости или передачей сигналов управления на ПУ, функционально связанной с СУ, по электрическому кабелю связи 29 и кабелю электропитания 15, герметично пропущенному через устьевой фланец 10, жидкость дозированными объемами из полости лифтовых труб 1 поступает в нефтеносные пласты III и II через межпакерное пространство 25 и подпакерное пространство 6 скважины соответственно, из которых жидкость под определенным давлением, задаваемыми блоками телеметрии 28, закачивается в нефтеносные пласты II и III скважины. Одновременно закачка жидкости в нефтеносные пласты II и III скважины ведется под контролем блока телеметрии 8 электропривода 13, который реагирует на уровень жидкости в надпакерном пространстве 5, сообщающемся с обводненным пластом I. По реакции блока телеметрии 8, последний, при необходимости, отключает или включает электропитание электропривода 13 и передает сигнал по кабелю электропитания 15 на СУ (Фиг. 3).According to the third embodiment of the installation, the liquid from the flooded formation I through the
Использование предложенных установок для перекачки жидкости из верхнего пласта в нижние пласты скважины позволит значительно повысит эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.The use of the proposed installations for pumping fluid from the upper layer to the lower layers of the well will significantly increase the efficiency of the operation of wells in oil fields in accordance with the requirements of the Rules for the Protection of the Subsoil, approved by Resolution No. 71 of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation of June 06, 2003
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015118549/03A RU2591065C2 (en) | 2015-05-18 | 2015-05-18 | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015118549/03A RU2591065C2 (en) | 2015-05-18 | 2015-05-18 | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015118549A RU2015118549A (en) | 2015-10-10 |
RU2591065C2 true RU2591065C2 (en) | 2016-07-10 |
Family
ID=54289465
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015118549/03A RU2591065C2 (en) | 2015-05-18 | 2015-05-18 | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2591065C2 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU44349U1 (en) * | 2004-10-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | INTERPLAST WATER TRANSMISSION DEVICE AND DEPTH WELL DOWN CONVERTER OF COSTS FOR THIS DEVICE |
RU77900U1 (en) * | 2008-06-16 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR INLAND-WATER TRANSFER OF WATER FROM THE UPPER LAYER TO THE LOWER |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU131069U1 (en) * | 2011-12-07 | 2013-08-10 | Закрытое акционерное общество "Альянс Агрегат Сервис" | PUMPING PLANT FOR TRANSFER OF WATER IN A WELL FROM PLASTIC INTO PLAST |
RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
-
2015
- 2015-05-18 RU RU2015118549/03A patent/RU2591065C2/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU44349U1 (en) * | 2004-10-18 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | INTERPLAST WATER TRANSMISSION DEVICE AND DEPTH WELL DOWN CONVERTER OF COSTS FOR THIS DEVICE |
RU77900U1 (en) * | 2008-06-16 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR INLAND-WATER TRANSFER OF WATER FROM THE UPPER LAYER TO THE LOWER |
RU2482267C2 (en) * | 2011-08-12 | 2013-05-20 | Олег Сергеевич Николаев | Well yield control system |
RU131069U1 (en) * | 2011-12-07 | 2013-08-10 | Закрытое акционерное общество "Альянс Агрегат Сервис" | PUMPING PLANT FOR TRANSFER OF WATER IN A WELL FROM PLASTIC INTO PLAST |
RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2015118549A (en) | 2015-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
RU2513796C1 (en) | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
US9708895B2 (en) | Intrawell fluid injection system and method | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2591061C2 (en) | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2591065C2 (en) | Apparatus for pumping liquid from top into lower well formations (versions) | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) | |
RU2351749C1 (en) | Installation for intra-well transfer of water from lower reservoir into upper one (version) | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
RU2335626C1 (en) | Facility of well for simultaneous-separate operation of two beds | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170131 |