RU2724712C1 - Installation for simultaneous separate extraction and injection - Google Patents
Installation for simultaneous separate extraction and injection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724712C1 RU2724712C1 RU2019138615A RU2019138615A RU2724712C1 RU 2724712 C1 RU2724712 C1 RU 2724712C1 RU 2019138615 A RU2019138615 A RU 2019138615A RU 2019138615 A RU2019138615 A RU 2019138615A RU 2724712 C1 RU2724712 C1 RU 2724712C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- screw pump
- parallel
- installation
- injection
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для использования на скважинах с одновременно-раздельной эксплуатацией, где в нижний пласт производится закачка воды для поддержания пластового давления, а по верхнему пласту осуществляется добыча.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for use in wells with simultaneous and separate production, where water is injected into the lower reservoir to maintain reservoir pressure, and production is performed in the upper reservoir.
Известна установка для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент RU № 2598948, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.10.2016), содержащая две колонны коаксиально установленных насосно-компрессорных труб разного диаметра, насос, устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости, клапан на линии закачиваемой жидкости, пакер для разобщения продуктивного и нагнетательного пластов и устьевую арматуру. В качестве насоса использован электроцентробежный насос. Устройство для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости размещено выше насоса. Между насосом и пакером установлен узел перемещения, в который вмонтированы трубы грузонесущие для прохождения закачиваемой жидкости, состыкованные в верхней части с развилкой, размещенной на уровне устройства для разделения потоков закачиваемой и отбираемой жидкости. Клапан на линии закачиваемой жидкости закачки расположен ниже пакера, который входит в состав пакерной компоновки, включающей разъединители колонн, промывочное и противополетные устройства. Известная установка повышает надежность и безопасность эксплуатации установки, упрощает ее демонтаж и обеспечивает возможность добычи нефти в большом объеме.A known installation for simultaneous and separate production and injection (patent RU No. 2598948, IPC ЕВВ 43/14, publ. 10/10/2016), containing two columns of coaxially installed tubing of different diameters, a pump, a device for separating the flows of injected and withdrawn fluid , valve on the line of injected fluid, packer for separation of productive and injection formations and wellhead fittings. An electric centrifugal pump was used as a pump. A device for separating the flows of injected and withdrawn liquid is placed above the pump. Between the pump and the packer, a displacement unit is installed, in which load-carrying pipes are mounted for passing the injected fluid, docked in the upper part with a fork located at the level of the device for separating the flows of injected and withdrawn fluid. The valve on the line of the injected injection fluid is located below the packer, which is part of the packer arrangement, including column disconnectors, flushing and anti-flying devices. The well-known installation improves the reliability and safety of operation of the installation, simplifies its dismantling and provides the possibility of oil production in large volumes.
Недостатками такой установки являются технологическая сложность процесса спуска электроцентробежного насоса с кабелем и монтажа устьевого оборудования станции управления, а также высокое потребление электрической энергии на механизированный подъем продукции скважины.The disadvantages of this installation are the technological complexity of the process of launching an electric centrifugal pump with a cable and the installation of the wellhead equipment of the control station, as well as the high consumption of electric energy for mechanized lifting of well products.
Наиболее близкой является установка для одновременно-раздельной добычи и закачки (патент RU № 84461, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.10.2016), содержащая привод, насос, две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) различной длины, параллельный двухканальный якорь, устьевую арматуру и пакер для разобщения пластов. В качестве привода для вращения колонны насосных штанг использован наземный привод винтового штангового насоса, при этом в качестве насоса использован винтовой штанговый насос.The closest is the installation for simultaneous and separate production and injection (patent RU No. 84461, IPC ЕВВ 43/14, publ. 10/10/2016), containing a drive, a pump, two columns of tubing of various lengths, a parallel two-channel anchor , wellhead and packer for separation of formations. As a drive for rotating the string of pump rods, a ground drive of a screw rod pump was used, while a screw rod pump was used as a pump.
Недостатками такой установки являются технологическая сложность процесса спуска винтового насоса и монтажа наземного привода винтового штангового насоса, а также высокое потребление электрической энергии на механизированный подъем продукции скважины.The disadvantages of this installation are the technological complexity of the process of launching a screw pump and the installation of a ground drive of a screw rod pump, as well as the high consumption of electric energy for mechanized lifting of well production.
Техническими задачами изобретения являются упрощение установки, расширение технологических возможностей за счет использования энергии воды поддержания пластового давления в качестве энергии для подъема продукции нефтеносного пласта, снижение энергозатрат.The technical objectives of the invention are to simplify the installation, expanding technological capabilities through the use of water energy to maintain reservoir pressure as energy for raising the production of an oil reservoir, reducing energy consumption.
Технические задачи решаются установкой для одновременно-раздельной добычи и закачки через одну скважину, содержащей привод, соединенный с валом винтового насоса, две колонны насосно-компрессорных труб различной длины, одна из которых - нагнетательная, а вторая - добывающая с винтовым насосом, параллельный двухканальный якорь, устьевую арматуру и пакер для разобщения пластов.Technical problems are solved by a unit for simultaneous and separate production and injection through one well, containing a drive connected to the shaft of the screw pump, two tubing strings of various lengths, one of which is injection and the other is production with screw pump, parallel two-channel anchor , wellhead and packer for separation of formations.
Новым является то, что в качестве привода использован гидропривод импеллерного типа, установленный в нагнетательной колонне насосно-компрессорных труб с возможностью передачи вращения от своего выходного вала валу винтового насоса перевернутого типа через мотор-редуктор с параллельными валами, уставленный над параллельным двухканальным якорем с возможностью пропускания жидкости по колоннам насосно-компрессорных труб.What is new is that an impeller type hydraulic actuator is used as the drive, installed in the discharge string of tubing with the possibility of transmitting rotation from its output shaft to the shaft of an inverted screw pump through a gear motor with parallel shafts, mounted above a parallel two-channel armature with the possibility of transmission fluid over tubing columns.
На фиг. 1 схематично представлена установка для одновременно-раздельной добычи и закачки через одну скважину.In FIG. 1 schematically shows an installation for simultaneous-separate production and injection through one well.
На фиг. 2 схематично представлен гидропривод импеллерного типа.In FIG. 2 schematically shows the impeller type hydraulic actuator.
При эксплуатации скважины, вскрывшей залежь с несколькими пластами, каждый пласт эксплуатируют индивидуально. Из верхнего нефтенасыщенного пласта (фиг. 1) отбирают жидкость в постоянном режиме. В нижний пласт закачивают рабочий агент, например, пластовую воду. Скважину оборудуют двумя колоннами труб различной длины. В первой нагнетательной 1 колонне НКТ устанавливают гидропривод импеллерного типа 2 с возможностью передачи вращения от своего выходного вала 3 (фиг. 2) валу винтового насоса 4 перевернутого типа через мотор-редуктор 5 с параллельными валами, который размещают над параллельным двухканальным якорем 6 с возможностью пропускания жидкости по колоннам НКТ. Все соединения резьбовые трубные цилиндрические. На нагнетательной 1 колонне НКТ спускают пакер 7. Параллельный якорь 6 устанавливают над кровлей добывающего пласта (применяется в компоновках ОРЭ). Устанавливают пакер 7 между верхним и нижним пластами, ближе к нижнему пласту. Вторую добывающую 8 колонну НКТ снабжают винтовым насосом 4 перевернутого типа, который размещают над параллельным двухканальным якорем 6. Насос подбирают с производительностью, достаточной для отбора жидкости. На устье скважины выполняют обвязку труб двухканальной устьевой арматурой 9, с возможностью соединения первой нагнетательной 1 колонны НКТ с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт. Закачивают рабочий агент в нижний пласт через первую нагнетательную 1 колонну НКТ. За счет потока рабочего агента, проходящего по нагнетательной 1 колонне НКТ через гидропривод импеллерного типа 2, происходит вращение импеллеров 10 (фиг. 2) с валом 11 гидропривода (фиг. 2). Далее вал 11 гидропривода при помощи ведущего винта 3 (фиг. 2) передает вращательную силу на цилиндрический мотор-редуктор 5 с параллельными валами. Мотор-редуктор 5 приводит в движение вал винтового насоса 4 перевернутого типа, что приводит к подъему продукции скважины по второй добывающей 8 колонне НКТ на дневную поверхность далее через устьевую двухканальную арматуру 9 в нефтепровод.When operating a well that has opened a reservoir with several layers, each layer is operated individually. From the upper oil-saturated formation (Fig. 1), liquid is taken continuously. A working agent, for example, produced water, is pumped into the lower layer. The well is equipped with two columns of pipes of various lengths. A hydraulic drive of
Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки работает следующим образом.Installation for simultaneous-separate production and injection works as follows.
При эксплуатации скважины с внутренним диаметром эксплуатационной колонны более 120 мм, вскрывшей залежь с несколькими пластами, каждый пласт эксплуатируют индивидуально. Из верхнего нефтенасыщенного пласта отбирают жидкость в постоянном режиме. В нижний пласт закачивают рабочий агент, например пластовую воду. Скважину оборудуют двумя колоннами труб. When operating a well with an inner diameter of the production string of more than 120 mm, which has opened a reservoir with several layers, each layer is operated individually. From the upper oil-saturated formation, liquid is taken continuously. A working agent, such as produced water, is pumped into the lower layer. The well is equipped with two pipe columns.
Спускают первую нагнетательную 1 (фиг. 1) колонну НКТ с пакером на НКТ в следующей компоновке, снизу-вверх:Lower the first injection 1 (Fig. 1) tubing string with a packer on the tubing in the following arrangement, from bottom to top:
- воронка диаметром 60 мм;- a funnel with a diameter of 60 mm;
- монтажный патрубок НКТ диаметром 60 мм длиной 1 м;- mounting pipe of tubing with a diameter of 60 mm, length 1 m;
- переводник НКТ 60мм на 73 мм;- sub of tubing 60 mm to 73 mm;
- пакер 7 - переводник НКТ 60 мм на 73 мм;- packer 7 - sub tubing 60 mm to 73 mm;
- монтажный патрубок НКТ диаметром 60 мм длиной 0,5 м;- tubing mounting pipe with a diameter of 60 mm and a length of 0.5 m;
- НКТ диаметром 60 мм длиной 10 м (хвостовик);- tubing with a diameter of 60 mm, length 10 m (liner);
- реперные патрубки 2 м и НКТ диаметром 60 мм длиной 20 м (для определения глубины посадки пакера);- reference pipes 2 m and tubing 60 mm in diameter with a length of 20 m (to determine the depth of the packer);
- параллельный якорь 6;-
- гидропривод импеллерного типа 2 с параллельным редуктором 5, обеспечивающим пропускание жидкости по колоннам насосно-компрессорных труб; - a hydraulic drive of
- монтажный патрубок НКТ диаметром 60 мм длиной 0,5 м;- tubing mounting pipe with a diameter of 60 mm and a length of 0.5 m;
- колонна 1 НКТ диаметром 60 мм (до устья);-
- подгоночные патрубки НКТ диаметром 60 мм и подвесной патрубок НКТ диаметром 60 мм (в качестве подвесного патрубка используют патрубок длиной 0,2 м). Производят посадку пакера 7 в интервале выше кровли нижнего пласта. - fitting tubing pipes with a diameter of 60 mm and a hanging tubing pipe with a diameter of 60 mm (a 0.2 m length pipe is used as a hanging pipe).
Производят спуск второй добывающей 8 колонны НКТ в следующей последовательности:Run the second producing 8 tubing string in the following sequence:
- сцепное устройство (обеспечивающее соединение вала перевернутого винтового насоса 4 с параллельным редуктором гидропривода);- coupling device (providing the connection of the shaft of an inverted
-винтовой насос 4 перевернутого типа с ротором, на конце ротора имеется присоединительный винт); -
- муфта диаметром 60 мм;- coupling with a diameter of 60 mm;
- монтажный патрубок НКТ диаметром 60 мм длиной 0,5 м;- tubing mounting pipe with a diameter of 60 mm and a length of 0.5 m;
- НКТ 8 диаметром 60 мм (до устья). Определяют собственный вес второй колонны НКТ, производят разгрузку веса второй колонны НКТ с винтовым насосом до 1-2 т (20 % от веса колонны НКТ), далее производят проворот колонны НКТ 8 для сцепки кардана с параллельным якорем 6 и редуктором гидропривода. Производят сцепку параллельного якоря 6 с короткой колонной 8.-
Насос подбирают с производительностью, достаточной для отбора жидкости. За счет наличия эксцентричных направляющих происходит стыковка винтового насоса 4 с параллельным якорем 6 и одновременно вал винтового насоса 4 стыкуется с редуктором 5.The pump is selected with a capacity sufficient for fluid withdrawal. Due to the presence of eccentric guides, the
На устье скважины выполняют обвязку труб двухканальной устьевой арматурой 9, с возможностью соединения первой нагнетательной 1 колонны НКТ с источником рабочего агента для закачки рабочего агента в нижний пласт. Поток рабочего агента, проходящий по нагнетательной 1 колонне НКТ через гидропривод импеллерного типа 2, приводит во вращение импеллеры 10 (фиг. 2) с валом 11 (фиг. 2) гидропривода. Далее вал 11 гидропривода при помощи ведущего винта 3 передает вращательную силу на цилиндрический мотор-редуктор 5 с параллельными валами. Мотор-редуктор 5 приводит в движение вал винтового насоса 4 перевернутого типа, что приводит к подъему продукции скважины по второй колонне 8 НКТ на дневную поверхность и далее через устьевую двухканальную арматуру 9 в нефтепровод.At the wellhead, piping of the pipes with two-channel wellhead fittings 9 is performed, with the possibility of connecting the
Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине позволяет упростить конструкцию установки, расширить технологические возможности установки за счет использования энергии воды поддержания пластового давления в качестве энергии для подъема продукции нефтеносного пласта.An installation for simultaneous and separate production and injection in one well allows simplifying the design of the installation, expanding the technological capabilities of the installation by using the energy of water to maintain reservoir pressure as energy for raising the production of an oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019138615A RU2724712C1 (en) | 2019-11-29 | 2019-11-29 | Installation for simultaneous separate extraction and injection |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019138615A RU2724712C1 (en) | 2019-11-29 | 2019-11-29 | Installation for simultaneous separate extraction and injection |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2724712C1 true RU2724712C1 (en) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136111
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019138615A RU2724712C1 (en) | 2019-11-29 | 2019-11-29 | Installation for simultaneous separate extraction and injection |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2724712C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
RU63437U1 (en) * | 2007-01-12 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS OF ONE WELL |
RU72720U1 (en) * | 2007-06-26 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS |
RU79616U1 (en) * | 2008-08-12 | 2009-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE WATER INJECTION IN TWO LAYERS |
RU82755U1 (en) * | 2008-12-01 | 2009-05-10 | Анатолий Андреевич Исаев | TWO-LIFT SCREW PUMP INSTALLATION |
RU84461U1 (en) * | 2009-02-06 | 2009-07-10 | Анатолий Андреевич Исаев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL |
RU136483U1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | PUMPING INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE WORKING DOWNLOAD IN TWO LAYERS |
EA029265B1 (en) * | 2012-11-06 | 2018-02-28 | Юнико, Инк. | System and method of referencing a sucker rod pump |
-
2019
- 2019-11-29 RU RU2019138615A patent/RU2724712C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
RU63437U1 (en) * | 2007-01-12 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS OF ONE WELL |
RU72720U1 (en) * | 2007-06-26 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS |
RU79616U1 (en) * | 2008-08-12 | 2009-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE WATER INJECTION IN TWO LAYERS |
RU82755U1 (en) * | 2008-12-01 | 2009-05-10 | Анатолий Андреевич Исаев | TWO-LIFT SCREW PUMP INSTALLATION |
RU84461U1 (en) * | 2009-02-06 | 2009-07-10 | Анатолий Андреевич Исаев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL |
EA029265B1 (en) * | 2012-11-06 | 2018-02-28 | Юнико, Инк. | System and method of referencing a sucker rod pump |
RU136483U1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | PUMPING INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE WORKING DOWNLOAD IN TWO LAYERS |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN1031898C (en) | Down-hole gas anchor device | |
US20040256109A1 (en) | Downhole well pump | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
CN112761583A (en) | Underground hydraulic lifting in-situ sand prevention and sand removal oil extraction and gas production system and method | |
WO2008100592A1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
CN108119100B (en) | Oil well lifting system and oil pumping method thereof | |
CN101446281A (en) | Drainage device for coal bed gas well electric submersible centrifugal pump | |
CN201883999U (en) | Novel turbine type downhole vibration cementing device | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
CN108894776B (en) | Experimental device for simulating deepwater non-riser drilling hydraulic design | |
CN111734355A (en) | Underground spiral type trapezoidal sealing pump oil extraction device driven by submersible motor and process | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU2724712C1 (en) | Installation for simultaneous separate extraction and injection | |
RU84461U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
CN201738906U (en) | Process tube string for thinning, viscosity-reducing and lifting thickened oil | |
CN204344091U (en) | A kind of reacting cycle liquid drives oil-extracting screw pump | |
WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
RU74163U1 (en) | Borehole PUMPING PLANT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION | |
RU2321740C2 (en) | Method and device for well testing with the use of submersed pumping equipment | |
RU2284410C2 (en) | Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation | |
RU2330936C2 (en) | Method of lifting of fluid from well | |
CN103470233A (en) | Heavy oil reservoir natural gas huff-and-puff oil production process system and oil production method |