RU2718553C1 - Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation - Google Patents
Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2718553C1 RU2718553C1 RU2019128615A RU2019128615A RU2718553C1 RU 2718553 C1 RU2718553 C1 RU 2718553C1 RU 2019128615 A RU2019128615 A RU 2019128615A RU 2019128615 A RU2019128615 A RU 2019128615A RU 2718553 C1 RU2718553 C1 RU 2718553C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- formation
- well
- liquid
- ejector
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для закачки жидкости в верхний нефтеносный пласт из нижнего пласта скважины, особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа.The invention relates to the field of mining, in particular to the oil industry, and can be used to pump fluid into the upper oil reservoir from the lower reservoir, especially with a high content of associated gas.
Известна установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины, имеющая возможность герметизации устья и содержащая пакер, спущенный в скважину на колонне труб, в которой выполнены радиальные каналы, а на конце колонны труб установлен всасывающий клапан, разобщающий заколонное пространство на две части выше и ниже пакера, электрический погружной насос, образующий в колонне труб верхнюю полость, сообщающуюся с верхним пластом через радиальные каналы, и нижнюю полость, сообщающуюся с нижним пластом через всасывающий клапан, в которой установлен датчик напора жидкости с возможностью включения и выключения электропогружного насоса. (Патент RU №2287671 С1. Установка для закачки жидкости из нижнего пласта в верхний пласт скважины. - МПК: Е21В 43/14. - 20.11.2006).A known installation for pumping fluid from the lower layer into the upper layer of the well, having the ability to seal the wellhead and containing a packer, lowered into the well on a pipe string in which radial channels are made, and at the end of the pipe string, a suction valve is installed that divides the annulus into two parts above and below the packer, an electric submersible pump, forming in the pipe string an upper cavity communicating with the upper layer through radial channels, and a lower cavity communicating with the lower layer through the suction to apan, wherein the fluid pressure sensor is mounted with the possibility of turning on and off electric submersible pump. (Patent RU No. 2278671 C1. Installation for pumping fluid from the lower reservoir into the upper reservoir of the well. - IPC: Е21В 43/14. - 20.11.2006).
Известны два варианта установки для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний, которые содержат колонну лифтовых труб, пакер, электропогружной насос с электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим электродвигатель, снабжен узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса и сообщен с подпакерным пространством через хвостовик. По первому варианту исполнения на выходе электропогружного насоса установлен обратный клапан, через который насос сообщается с колонной лифтовых труб, выполненных с отверстием для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт. В промежутке между отверстием в лифтовой трубе и выходом насоса установлен расходомер. По второму варианту, внутри колонны лифтовых труб размещена дополнительная колонна лифтовых труб, сопряженных двухканальной муфтой с посадочным местом, выполненном с ниппелем подвижного соединения для подачи воды в межтрубное пространство и верхний пласт.(Патент RU №2351749 С1. Установка для внутрискважинной перекачки воды из нижнего пласта в верхний (варианты). - МПК: Е21В 43/14. - 10.04.2009).There are two installation options for downhole pumping of water from the lower to the upper layers, which contain a column of lift pipes, a packer, an electric submersible pump with an electric motor, a cable and a casing enclosing the electric motor, equipped with a cable sealing unit that is located in the pump input module and communicates with the under-packer space through the shank. According to the first embodiment, a check valve is installed at the outlet of the electric submersible pump, through which the pump communicates with the column of elevator pipes made with an opening for supplying water to the annulus and the upper formation. A flow meter is installed between the hole in the elevator pipe and the pump outlet. According to the second embodiment, an additional column of elevator pipes is placed inside the column of elevator pipes, coupled by a two-channel coupling with a seat made with a nipple of a movable connection for supplying water to the annulus and the upper layer. (Patent RU No. 2351749 C1. Installation for downhole pumping of water from the lower reservoir in the upper (options). - IPC: Е21В 43/14. - 04/10/2009).
Известна установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего, содержащая пакер, установленный между пластами, электропогружной насос с электроприводом и входным модулем, с кабелем, проходящим через узел герметизации кабеля входного модуля, и обратным клапаном на выходе для сообщения с колонной лифтовых труб и внутрискважинным пространством, кожух, выполненный с охватом электропогружного насоса, герметично соединенный с входным модулем электропогружного насоса, сообщающийся с подпакерным пространством через хвостовик, и расходомер. Выше клапана закачки на лифтовой колонне размещен дополнительный пакер с узлом герметизации кабеля, установленный выше верхнего пласта. Между насосом и электроприводом расположен гидрокомпенсатор. Колонна лифтовых труб сообщена с внутрискважинным пространством через клапан закачки, пропускающий изнутри наружу. Электропривод снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, измерительный блок снабжен демпфирующей втулкой для центрирования и гашения вибраций в кожухе. (Патент RU №2436939 С1 на изобретение. Установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего. - МПК: Е21В 43/14. - 20.12.2011).A known installation for pumping fluid into the upper layer of the well from the bottom, containing a packer installed between the layers, an electric submersible pump with an electric drive and an input module, with a cable passing through the cable sealing assembly of the input module, and a check valve at the outlet for communication with the lift pipe string and downhole space, a casing made with the coverage of the electric submersible pump, hermetically connected to the input module of the electric submersible pump, communicating with the under-packer space through the shank, and flow meter. Above the injection valve, an additional packer with a cable sealing unit located above the upper layer is placed on the elevator string. A hydraulic compensator is located between the pump and the electric drive. The column of elevator pipes communicated with the downhole space through the injection valve, passing from the inside out. The electric drive below is equipped with a measuring unit, configured to transmit information through the cable of the electric submersible pump, the measuring unit is equipped with a damping sleeve for centering and damping vibrations in the casing. (Patent RU No. 2436939 C1 for the invention. Installation for pumping fluid into the upper wellbore from the lower one. - IPC: ЕВВ 43/14. - 12/20/2011).
Известна установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины, содержащая лифтовые трубы, связанные пакером, разобщающим межпластовое пространство, электропогружной насос, включающий электропривод, оснащенный блоком телеметрии, герметически соединенных силовым кабелем со станцией управления, приемный модуль и рабочие секции с обратным клапаном на выходе, и опорным пакером с кабельным вводом над нефтеносным пластом. Насос расположен блоком телеметрии над обводненным пластом скважины и обратным клапаном присоединен лифтовыми трубами к стволу межпластового пакера, выполненным с кабельным вводом и опорным якорем. Межпакерные лифтовые трубы на уровне нефтеносного пласта соединены скважинной проточной камерой, в стенке которой выполнены радиальные проточные отверстия, сообщающие полости лифтовых труб с нефтеносным пластом через межпакерное пространство скважины. (Патент RU №2591061 С2. Установка для перекачки жидкости из нижнего в верхние пласты скважины. - МПК: Е21В 43/14, F04B 47/06. - 10.07.2016).A well-known installation for pumping fluid from the lower to the upper layers of the well, containing lift pipes connected by a packer separating the interstratal space, an electric submersible pump including an electric drive equipped with a telemetry unit, hermetically connected by a power cable to the control station, a receiving module and working sections with a check valve on output, and reference packer with cable entry above the oil reservoir. The pump is located by a telemetry unit above the flooded wellbore and a non-return valve is connected by lift pipes to the trunk of the interstratal packer, made with a cable entry and a reference armature. The interpacker lift pipes at the level of the oil reservoir are connected by a borehole flow chamber, in the wall of which radial flow holes are made, communicating the cavity of the elevator pipe with the oil reservoir through the interpacker space of the well. (Patent RU No. 2591061 C2. Installation for pumping fluid from the lower to the upper layers of the well. - IPC: Е21В 43/14, F04B 47/06. - 07/10/2016).
Известна насосно-эжекторная установка, содержащая спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах электроприводной центробежный насос и жидкоструйный эжектор, соединенные между собой трубой. На входе центробежного насоса установлен газовый сепаратор, а в канале подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру эжектора - обратный клапан. На выходе центробежного насоса установлен ресивер с обратным клапаном. Жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту и объему газа и обратно пропорциональными глубине динамического уровня скважинного флюида. Центробежный насос выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора. На колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен пакер с кабельным вводом выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора. (Патент RU №2553110 С2. Способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/12, F04F 5/54. - 10.06.2015).Known pump-ejector installation containing lowered into the well at the tubing of an electric drive centrifugal pump and a liquid jet ejector, interconnected by a pipe. A gas separator is installed at the inlet of the centrifugal pump, and a non-return valve is installed in the channel for supplying the pumped medium from the annulus of the well to the receiving chamber of the ejector. At the outlet of the centrifugal pump, a receiver with a check valve is installed. The liquid-jet ejector is made with flow sections of the nozzle and mixing chamber, directly proportional to the flow rate and volume of gas and inversely proportional to the depth of the dynamic level of the well fluid. A centrifugal pump is selected with a pressure from the condition of the pressure distribution to lift the masses of gas-liquid mixture along the tubing string and the separated liquid through the pipe between the centrifugal pump and the liquid jet ejector and to operate the liquid jet ejector. A packer can be installed on the tubing string with a cable entry above the channel for supplying the pumped medium from the annulus of the well to the receiving chamber of the liquid jet ejector. (Patent RU No. 2553110 C2. Method for the production of a single-layer borehole fluid and a pump-ejector installation for its implementation. - IPC: Е21В 43/12,
Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины, содержащая 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. 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. 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. (Патент RU №2550613 С2. Способ добычи флюида из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14, Е21В 43/12. - 10.05.2015).The closest analogue adopted for the prototype is a pump-ejector unit for oil production from two layers of one well, containing an electric drive centrifugal pump with a power cable being lowered into a well on a 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. A receiver is installed at the outlet of the centrifugal pump, connected by a pipe to the inlet 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. An additional packer can be installed on the tubing string with cable entry at a level higher than the oil supply channel from the upper wellbore to the receiving chamber of the liquid ejector. (Patent RU No. 2550613 C2. A method for producing fluid from two layers of one well and a pump-ejector installation for its implementation. - IPC: Е21В 43/14, Е21В 43/12. - 05/10/2015).
Недостатком известных установок является образование газовой шапки из сопутствующего газа в подпакерной полости, который накапливается по мере добычи нефти и снижает динамический уровень пластовой жидкости в забое скважины, обнажая центробежный насос, что приводит к отключению установки, тем самым снижается эффективность эксплуатации установки и срок службы центробежного насоса.A disadvantage of the known installations is the formation of a gas cap from the associated gas in the sub-packer cavity, which accumulates as oil is produced and reduces the dynamic level of the reservoir fluid in the bottom of the well, exposing the centrifugal pump, which leads to the shutdown of the installation, thereby reducing the operational efficiency of the installation and the service life of the centrifugal pump.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является исключение в подпакерной полости образования газовой шапки, вызывающей сбои в работе центробежного насоса установки, путем отсоса сопутствующего газа из подпакерной полости непосредственно в колонну насосно-компрессорных труб при внутрискважинной перекачке жидкости из нижнего в верхний пласт скважины.The main task to be solved by the claimed invention is aimed at eliminating the formation of a gas cap in the sub-packer cavity, which causes the centrifugal pump of the installation to malfunction by suctioning the associated gas from the sub-packer cavity directly into the tubing string during downhole pumping of liquid from the lower to the upper layer wells.
Техническим результатом является повышение надежности работы центробежного насоса установки при внутрискважинной перекачке жидкости в верхний пласт из нижнего пласта, особенно с повышенным содержанием сопутствующего газа.The technical result is to increase the reliability of the centrifugal pump of the installation during downhole pumping of liquid into the upper layer from the lower layer, especially with a high content of associated gas.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной насосно-эжекторной установке для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт, содержащей спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем электропитания от станции управления, жидкоструйный эжектор, выполненный с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта, и пакеры с кабельным вводом, один из которых разобщает пласты в обсадной колонне скважины, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that, in the known pump-ejector installation for downhole fluid pumping from the lower to the upper formation, containing electric drive centrifugal pump with a power supply cable from the control station, a liquid ejector, made with flow sections of the nozzle and mixing chamber, directly proportional to the flow rate of the lower layer, and packers with cable entry, one of which divides the layers into bsadnoy column wells, according to the proposed technical solution,
жидкоструйный эжектор входом в сопло соединен патрубком с выходом центробежного насоса, а диффузором - со стволом нижнего пакера, разобщающего пласты в обсадной колонне скважины, и каналами подвода сопутствующего газа установлен на уровне верхней границы подпакерной полости, при этом верхний пакер установлен выше верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерную полость, сообщающуюся с верхним пластом скважины, причем в колонну насосно-компрессорных труб на уровне верхнего пласта вмонтирован фильтр, выше которого в колонне установлена заглушка, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и создающая дополнительное давление газо-жидкостной смеси в верхний пласт;the liquid-jet ejector is connected by the nozzle inlet to the outlet of the centrifugal pump, and the diffuser is connected to the lower packer barrel separating the strata in the well casing, and the accompanying gas supply channels are installed at the level of the upper boundary of the sub-packer cavity, while the upper packer is installed above the upper stratum and forms with the lower packer, an interpacker cavity communicating with the upper wellbore, and a filter is mounted in the tubing string at the level of the upper reservoir, above which the column is installed a stub has been plugged in, eliminating the release of formation fluid to the surface of the well and creating additional pressure of the gas-liquid mixture in the upper formation;
в колонну насосно-компрессорных труб между нижним пакером и фильтром встроен аварийный разъединитель колонны и силового кабеля;in the tubing string between the lower packer and the filter, an emergency disconnector of the string and power cable is integrated;
нижний пакер выполнен импульсно-механическим;the lower packer is made of pulse-mechanical;
верхний пакер выполнен с нажимным гидравлическим якорем с упором в нижний пакер;the upper packer is made with a hydraulic pressure anchor with emphasis in the lower packer;
электропривод центробежного насоса выполнен частотно-регулируемым;electric centrifugal pump is frequency-adjustable;
электропривод центробежного насоса снабжен блоком телеметрии.electric centrifugal pump is equipped with a telemetry unit.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт, отсутствует. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the claimed pump-ejector installation for downhole pumping of fluid from the lower to the upper reservoir. 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 прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразования на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует 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 prototype of the features of the claimed technical solution 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 solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленное техническое решение испытано и реализовано на нефтяных скважинах. Следовательно, заявляемая насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution is tested and implemented in oil wells. Therefore, the inventive pump-ejector installation for downhole pumping of fluid from the lower to the upper reservoir meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг. 1 схематично представлена насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт.In FIG. 1 schematically shows a pump-ejector installation for downhole fluid pumping from the lower to the upper reservoir.
Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт содержит спускаемые в обсадную колонну скважины на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 погружной электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 2 с силовым кабелем 3 электропитания от станции управления 4, извлекаемый жидкоструйный эжектор 5, выполненный с проходными сечениями сопла 6 и камеры смешения 7, прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта I, нижний импульсно-механический пакер 8, разобщающий нижний I и верхний II пласты в обсадной колонне скважины, и верхний пакер 9 с нажимным гидравлическим якорем 10 с упором в нижний пакер 8. Электропривод 11 ЭЦН 2 выполнен частотно-регулируемым и снабжен блоком телеметрии 12. Эжектор 5 соединен входом в сопло 6 с выходом ЭЦН 2 патрубком 13, а диффузором 14 - со стволом нижнего пакера 8, и расположен каналами 15 подвода сопутствующего газа, стравливаемого из подпакерной полости 16 в приемную камеру 17 на уровне верхней границы подпакерной полости 16. Верхний пакер 9 установлен выше верхнего пласта II и образует с нижним пакером 8 межпакерную полость 18, сообщающуюся с верхним пластом II. В колонну НКТ 1 на уровне верхнего пласта II скважины вмонтирован фильтр 19, выше которого в колонне НКТ 1 установлена заглушка 20, исключающая выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и усиливающая рабочее давление скважинной жидкости в верхний пласт II и гидравлический якорь 10 для закрепления пакера 9. Установка выполнена с возможностью монтажа и демонтажа ее за два приема, для чего в колонну НКТ 1 между фильтром 19 и нижним пакером 8 встроен аварийный разъединитель 21 колонны НКТ 1 и силового кабеля 3.The pump-ejector installation for downhole fluid pumping from the lower to the upper reservoir contains wells lowered into the casing string on a tubing string (1 tubing) 1 submersible electric drive centrifugal pump (ESP) 2 with a
Насосно-эжекторная установка для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт работает следующим образом.Pump-ejector installation for downhole fluid pumping from the lower to the upper reservoir works as follows.
После монтажа насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт в стволе скважины путем соединения его нижней и верхней частей аварийным разъединителем 21 НКТ 1 и силового кабеля 3, со станции управления 4 включают работу погружного ЭЦН 2, подавая электропитание электроприводу 11 ЭЦН 2 по силовому кабелю 3. Погружной ЭЦН 2 начинает извлекать жидкость из нижнего пласта I и перекачивать с напором через патрубок 13 на вход в сопло 6, затем в приемную камеру 17 жидкоструйного эжектора 5. Часть сопутствующего газа из нижнего пласта I перетекает в подпакерную полость 16, из верхней части которой сопутствующий газ по каналам 15 стравливается в приемную камеру 17 жидкоструйного эжектора 5, исключая тем самым образование в подпакерной полости 16 газовой шапки. Под напором струи жидкости, создаваемой соплом 6, из приемной камеры 17 одновременно с жидкостью из подпакерной полости 16 в камеру смешения 7 поступает стравливаемый сопутствующий газ. Затем диффузором 14 жидкоструйного эжектора 5 газожидкостная смесь перемещается по колонне НКТ 1 в фильтр 19, из которого через межпакерную полость 18 газожидкостная смесь перекачивается в верхний пласт II скважины. Заглушка 20, установленная в колонне НКТ 1, исключает выброс пластовой жидкости на поверхность скважины и усиливает в колонне НКТ 1 рабочее давление скважинной жидкости, которое воздействует на гидравлический якорь 10 с упором в нижний пакер 8, усиливая закрепление верхнего пакера 9 в обсадной колонне скважины. Внутрискважинная перекачка газо-воздушной смеси из нижнего I в верхний II пласт осуществляется под контролем блока телеметрии 12 ЭЦН 2, который реагирует на давление, соответствующее уровню жидкости в подпакерной полости 16, сообщающейся с пластом I. По реакции блока телеметрии 12 сигнал передается по силовому кабелю 3 на станцию управления 4, последняя, при необходимости, изменяет частоту вращения приводного вала частотно-регулируемого электропривода 11 погружного ЭЦН 2. В процессе эксплуатации и при аварийных ситуациях, демонтаж установки выполняют также частями, разъединяя колонну НКТ 1 и силовой кабель 3 аварийным разъединителем 21.After installing the pump-ejector installation for downhole fluid pumping from the lower to the upper layer in the wellbore by connecting its lower and upper parts with an
Использование предложенной насосно-эжекторной установки для внутрискважинной перекачки жидкости из нижнего в верхний пласт позволит значительно повысит эффективность эксплуатации скважин на нефтедобывающих промыслах.The use of the proposed pump-ejector unit for downhole pumping of fluid from the lower to the upper reservoir will significantly increase the efficiency of wells in oil fields.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019128615A RU2718553C1 (en) | 2019-09-11 | 2019-09-11 | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019128615A RU2718553C1 (en) | 2019-09-11 | 2019-09-11 | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2718553C1 true RU2718553C1 (en) | 2020-04-08 |
Family
ID=70156617
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019128615A RU2718553C1 (en) | 2019-09-11 | 2019-09-11 | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2718553C1 (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 |
RU2473790C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry |
RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
RU2553110C2 (en) * | 2014-05-12 | 2015-06-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
RU2591061C2 (en) * | 2015-05-06 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) |
RU2642738C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations |
-
2019
- 2019-09-11 RU RU2019128615A patent/RU2718553C1/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 |
RU2473790C1 (en) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry |
RU2553110C2 (en) * | 2014-05-12 | 2015-06-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
RU2591061C2 (en) * | 2015-05-06 | 2016-07-10 | Олег Сергеевич Николаев | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) |
RU2642738C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
RU2620667C1 (en) | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2368764C1 (en) | Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well | |
CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
RU2718553C1 (en) | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation | |
RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2611786C2 (en) | Single packer pump facility for fluid production from two well formations | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2674042C1 (en) | Pumping-ejector unit for operating wells | |
RU2691423C1 (en) | Method of development and operation of wells | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU2532501C1 (en) | Multifunctional packer | |
RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
RU2591061C2 (en) | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) | |
RU2405923C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
RU2351749C1 (en) | Installation for intra-well transfer of water from lower reservoir into upper one (version) | |
RU2732319C1 (en) | Method of gas separation combined with cooling of submersible electric motor | |
RU2460869C1 (en) | Down-hole installation for effect on bottomhole formation zone | |
RU184048U1 (en) | DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING |