RU2819182C1 - Unit for simultaneous separate production and injection under conditions complicated by high viscosity of product of upper formation - Google Patents
Unit for simultaneous separate production and injection under conditions complicated by high viscosity of product of upper formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819182C1 RU2819182C1 RU2023133847A RU2023133847A RU2819182C1 RU 2819182 C1 RU2819182 C1 RU 2819182C1 RU 2023133847 A RU2023133847 A RU 2023133847A RU 2023133847 A RU2023133847 A RU 2023133847A RU 2819182 C1 RU2819182 C1 RU 2819182C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- string
- injection
- additional
- high viscosity
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к добыче нефти при одновременно раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта.The invention relates to the oil production industry, namely to oil production with simultaneous separate production and injection under conditions complicated by the high viscosity of the upper formation product.
Известна установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта (патент RU №82750, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.05.2009 в бюл. № 13), содержащая основную колонну труб с пакером, установленным между пластами, внутренней герметичной перегородкой, установленной в основной колонне труб, плунжерный насос, размещенный в колонне труб выше перегородки, причем пространство основной колонны труб между насосом и перегородкой сообщено с верхним пластом. Основная колонна труб снаружи концентрично снабжена дополнительной колонной труб снизу жестко и герметично соединенной с основной колонной труб, причем межколонное пространство между основной и дополнительной колоннами труб сообщено через заколонное пространство колонны труб ниже пакера с нижним пластом.There is a known installation for pumping liquid into the lower formation and extracting oil from the upper formation (patent RU No. 82750, MPK E21B 43/00, published on May 10, 2009 in Bulletin No. 13), containing a main pipe string with a packer installed between the formations, an internal a sealed partition installed in the main pipe string, a plunger pump placed in the pipe string above the partition, and the space of the main pipe string between the pump and the partition communicates with the upper layer. The main pipe string from the outside is concentrically equipped with an additional pipe string from below, rigidly and hermetically connected to the main pipe string, and the annular space between the main and additional pipe strings is connected through the annulus of the pipe string below the packer with the lower formation.
Недостатком данной установки является низкая эффективность в случае, когда продукция верхнего пласта осложнена высокой вязкостью продукции, образованием высоковязкой эмульсии при обводнении продукции из-за подъема продукции по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) ограниченного размера (48 или 60 мм) и осложняется охлаждением добываемой продукции из-за закачки воды по пространству между колоннами концентричных труб. The disadvantage of this installation is its low efficiency in the case when the production of the upper layer is complicated by the high viscosity of the product, the formation of a high-viscosity emulsion when the product is watered due to the lifting of the product along a tubing string of limited size (48 or 60 mm) and is complicated by cooling of the produced products due to water injection through the space between the columns of concentric pipes.
Известна установка для одновременно-раздельной добычи и закачки через одну скважину (патент RU №84461, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.07.2009 в бюл. №19), содержащая привод, насос, колонну насосных штанг, две колонны насосно-компрессорных труб 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.A known installation for simultaneous separate production and injection through one well (patent RU No. 84461, MPK E21B 43/14, published on July 10, 2009 in Bulletin No. 19), containing a drive, a pump, a string of sucker rods, two tubing strings pipes of various lengths, parallel two-channel anchor, wellhead equipment and packer for formation isolation. A ground drive of a screw rod pump is used as a drive for rotating the sucker rod string, and a screw rod pump is used as the pump.
Недостатками данной установки является низкая надежность эластомера винтового насоса и частые отказы штанговой колонны при вращательном движении при кривизне ствола скважины, что снижает наработку на отказ установки. А также технологическая сложность процесса спуска винтового насоса и монтажа наземного привода винтового штангового насоса, и высокое потребление электрической энергии на механизированный подъем продукции скважины.The disadvantages of this installation are the low reliability of the elastomer of the screw pump and frequent failures of the rod string during rotational motion with the curvature of the wellbore, which reduces the time between failures of the installation. As well as the technological complexity of the process of lowering the screw pump and installing the ground drive of the screw rod pump, and the high consumption of electrical energy for the mechanized lifting of well production.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка для одновременно раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину (патент RU №63436, МПК E21B 43/14, опубл. 27.05.2007 в бюл. № 15), включающая нагнетательную колонну труб с одним пакером, спущенную на нижний пласт, и добывающую колонну труб, спущенную на верхний пласт. Добывающая колонна труб оснащена станком-качалкой и глубинным насосом и расположена параллельно рядом с нагнетательной колонной труб.The closest to the proposed one is an installation for simultaneous separate injection and production from a multi-layer reservoir through one well (patent RU No. 63436, IPC E21B 43/14, published on May 27, 2007 in Bulletin No. 15), including an injection pipe string with one packer, lowered to the lower layer, and a production pipe string lowered to the upper layer. The production pipe string is equipped with a pumping machine and a deep-well pump and is located parallel next to the injection pipe string.
Недостатком данной установки является низкая эффективность в случае, когда продукция верхнего пласта осложнена высокой вязкостью и образованием высоковязкой эмульсии при обводнении продукции, из-за необходимости применения НКТ уменьшенного размера 60 мм, и особенно 48 мм, при использовании компоновки с двумя колоннами НКТ в скважине, зачастую происходит осложнение в виде подвисания штанговой колонны, которое усугубляется при применении центраторов из-за высокой кривизны ствола скважины. Это приводит к необходимости проведения реанимационных работ, промывок, простоям скважин, снижению межремонтного периода, рискам аварий наземного привода.The disadvantage of this installation is its low efficiency in the case when the production of the upper formation is complicated by high viscosity and the formation of a high-viscosity emulsion when the product is watered, due to the need to use tubing of a reduced size of 60 mm, and especially 48 mm, when using an arrangement with two tubing strings in the well, Often a complication occurs in the form of hanging of the rod string, which is aggravated when using centralizers due to the high curvature of the wellbore. This leads to the need for resuscitation work, flushing, well downtime, a reduction in the overhaul period, and the risk of surface drive accidents.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности и надежности установки для одновременно раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта за счет увеличения трубного пространства, по которому производится подъем продукции.The technical result of the invention is to increase the efficiency and reliability of the installation for simultaneous separate production and injection in conditions complicated by the high viscosity of the upper formation products by increasing the pipe space through which the products are lifted.
Технический результат достигается установкой для одновременно раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта, состоящая штангового насоса, приводимого в действие наземным приводом через колонну насосных штанг и сообщённого с надпакерным пространством скважины, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, закрепленной на устье скважины двухствольной арматурой, нагнетательной колонны труб, сообщенной с подпакерным пространством скважины, пакера, расположенного между верхним и нижним продуктивными пластами.The technical result is achieved by an installation for simultaneous separate production and injection in conditions complicated by the high viscosity of the upper formation product, consisting of a rod pump driven by a ground drive through a string of sucker rods and communicated with the above-packer space of the well, a string of production tubing attached to the wellhead wells with double-barreled fittings, an injection pipe string communicated with the sub-packer space of the well, a packer located between the upper and lower productive formations.
Новым является то, что на приеме штангового насоса установлен стыковочный узел, стыковочный узел и нагнетательная колонна труб сопряжены верхней двухканальной муфтой, последовательно соединенной с дополнительным пакером со самоуплотняющимися манжетами и нижней двухканальной муфтой, в которой сопряжены патрубок и хвостовик, при этом верхняя двухканальная муфта имеет скошенную верхнюю часть, самоуплотняющиеся манжеты направлены открытой частью к устью скважины, в полости дополнительного пакера размещена внутренняя труба, сообщающаяся со стыковочным узлом и патрубком, через который осуществляется отбор жидкости, а закачка жидкости – через хвостовик по полости дополнительного пакера.What is new is that a docking unit is installed at the inlet of the sucker rod pump; the docking unit and the injection pipe string are coupled by an upper two-channel coupling, connected in series with an additional packer with self-sealing cuffs and a lower two-channel coupling, in which the nozzle and liner are coupled, while the upper two-channel coupling has a beveled upper part, self-sealing cuffs are directed with the open part towards the wellhead, an internal pipe is placed in the cavity of the additional packer, communicating with the docking unit and a branch pipe through which fluid is withdrawn, and fluid is pumped through the liner along the cavity of the additional packer.
На фиг. 1, 2 изображена установка для одновременно раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта, где пакер – 1, нижний пласт – 2, нагнетательная колонна труб – 3, штанговый насос – 4, колонна насосных штанги – 5, наземный привод – 6, верхний пласт – 7, верхняя двухканальная муфта – 8, двухствольная арматура – 9, стыковочный узел – 10, дополнительный пакер – 11, самоуплотняющиеся манжеты – 12, внутренняя труба – 13, нижняя двухканальная муфта – 14, патрубок – 15, хвостовик – 16, пространство под нижним пакером – 17, зона над дополнительным пакером – 18, зона под дополнительным пакером – 19.In fig. 1, 2 show an installation for simultaneous separate production and injection in conditions complicated by the high viscosity of the upper formation product, where the packer is 1, the lower formation is 2, the injection pipe string is 3, the rod pump is 4, the sucker rod string is 5, the surface drive – 6, upper layer – 7, upper two-channel coupling – 8, double-barreled fittings – 9, connecting unit – 10, additional packer – 11, self-sealing collars – 12, inner pipe – 13, lower two-channel coupling – 14, branch pipe – 15, liner – 16, space under the lower packer – 17, zone above the additional packer – 18, zone under the additional packer – 19.
Установка для одновременно раздельной добычи и закачки в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта, состоит из штангового насоса 4, приводимого в действие наземным приводом 6 через колонну насосных штанг 5 и сообщённого с надпакерным пространством скважины, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, закрепленной на устье скважины двухствольной арматурой 9, нагнетательной колонны труб 3, сообщенной с пространством под нижним пакером 17 скважины, пакера 1, расположенного между верхним 7 и нижним 2 продуктивными пластами.The installation for simultaneous separate production and injection in conditions complicated by the high viscosity of the upper formation products consists of a rod pump 4 driven by a ground drive 6 through a string of sucker rods 5 and communicated with the above-packer space of the well, a string of production tubing attached to wellhead with double-barreled fittings 9, injection pipe string 3, connected to the space under the lower packer 17 of the well, packer 1 located between the upper 7 and lower 2 productive formations.
На приеме штангового насоса 4 установлен стыковочный узел 10. At the inlet of the sucker rod pump 4, a docking unit 10 is installed.
Стыковочный узел 10 и нагнетательная колонна труб 3 сопряжены верхней двухканальной муфтой 8, последовательно соединенной с дополнительным пакером 11 со самоуплотняющимися манжетами 12 и нижней двухканальной муфтой 14, в которой сопряжены патрубок 15 и хвостовик 16.The connecting unit 10 and the injection pipe string 3 are connected by an upper two-channel coupling 8, connected in series to an additional packer 11 with self-sealing collars 12 and a lower two-channel coupling 14, in which the nozzle 15 and the liner 16 are coupled.
При этом верхняя двухканальная муфта 8 имеет скошенную верхнюю часть. In this case, the upper two-channel coupling 8 has a beveled upper part.
Самоуплотняющиеся манжеты 12 направлены открытой частью к устью скважины, что обеспечивает герметичность уплотнения межтрубного пространства при создании перепада давления при работе штангового насоса 4, когда давление в зоне ниже дополнительного пакера 11 становится меньше давления в зоне выше дополнительного пакера 11. Три самоуплотняющиеся манжеты необходимы для исключения негерметичности дополнительного пакера 11 в случае попадания одной из манжет в муфтовое соединение обсадных труб. Self-sealing cuffs 12 are directed with the open part towards the wellhead, which ensures a tight seal of the annulus when creating a pressure drop during operation of the rod pump 4, when the pressure in the zone below the additional packer 11 becomes less than the pressure in the zone above the additional packer 11. Three self-sealing cuffs are necessary to exclude leakage of the additional packer 11 in the event of one of the collars getting into the coupling joint of the casing pipes.
В полости дополнительного пакера 11 размещена внутренняя труба 13, сообщающаяся со стыковочным узлом 10 и патрубком 15, через который осуществляется отбор жидкости, а закачка жидкости – через хвостовик 16 по полости дополнительного пакера 11. Подъем жидкости (продукции) верхнего объекта производится по эксплуатационной колонне, что предотвращает осложнения в виде подвисания штанговой колонны.In the cavity of the additional packer 11 there is an internal pipe 13, which communicates with the docking unit 10 and the pipe 15, through which fluid is taken, and the liquid is pumped through the liner 16 along the cavity of the additional packer 11. The liquid (products) of the upper object is lifted along the production casing, which prevents complications such as hanging of the rod string.
Установка для одновременно раздельной добычи и закачки работает следующим образом.The installation for simultaneous separate production and injection works as follows.
Схему установки для одновременно раздельной добычи и закачки спускают в скважину в следующей последовательности. The installation diagram for simultaneous separate production and injection is lowered into the well in the following sequence.
На нагнетательной колонне труб монтируют и спускают в скважину следующую компоновку снизу вверх: пакер 1 – хвостовик, 16 - нижняя двухканальная муфта, 14 - самоуплотняющиеся манжеты, 12 - верхняя двухканальная муфта 8. Далее устанавливают в скважине пакер 1. Затем на колонне насосных штанги 5 спускают штанговый насос 4 до двухканальной муфты, где происходит фиксация стыковочного узла.The following arrangement is mounted on the injection pipe string and lowered into the well from bottom to top: packer 1 - liner, 16 - lower two-channel coupling, 14 - self-sealing collars, 12 - upper two-channel coupling 8. Next, packer 1 is installed in the well. Then on the pumping rod string 5 sucker rod pump 4 is lowered to the two-channel coupling, where the docking unit is fixed.
В нижний пласт по нагнетательной колонне труб производится закачка воды. Закачиваемая вода поступает в полость между внутренней трубой 13 и корпусом дополнительного пакера 11 и далее через хвостовик 16, а продукция верхнего пласта проходит по внутренней трубе 13. Water is pumped into the lower layer through the injection pipe string. The injected water enters the cavity between the inner pipe 13 and the body of the additional packer 11 and then through the liner 16, and the production of the upper formation passes through the inner pipe 13.
Продукция верхнего пласта поступает через патрубок 15 и внутренней трубе 13 дополнительного пакера 11 в штанговый насос 4, а далее благодаря активации самоуплотняющихся манжет дополнительного пакера 11 поднимается на поверхность по эксплуатационной колонне в зоне над дополнительным пакером 11.The product of the upper formation enters through the pipe 15 and the internal pipe 13 of the additional packer 11 into the rod pump 4, and then, thanks to the activation of the self-sealing cuffs of the additional packer 11, rises to the surface along the production string in the area above the additional packer 11.
Так как площадь сечения эксплуатационной колонны значительно превышает площадь поперечного сечения колонны труб (48 или 60 мм), применяемых в стандартных двухлифтовых установках, предлагаемая установка исключает повисание штанговой колонны в условиях, осложненных высокой вязкостью продукции верхнего пласта. Since the cross-sectional area of the production string significantly exceeds the cross-sectional area of the pipe string (48 or 60 mm) used in standard two-lift installations, the proposed installation eliminates hanging of the rod string in conditions complicated by the high viscosity of the upper formation products.
Таким образом, предлагаемое изобретение повышает эффективности и надежность установки за счет увеличения трубного пространства, по которому производится подъем продукции.Thus, the proposed invention increases the efficiency and reliability of the installation by increasing the pipe space through which the product is lifted.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819182C1 true RU2819182C1 (en) | 2024-05-15 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5881814A (en) * | 1997-07-08 | 1999-03-16 | Kudu Industries, Inc. | Apparatus and method for dual-zone well production |
| US6684956B1 (en) * | 2000-09-20 | 2004-02-03 | Wood Group Esp, Inc. | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations |
| RU63436U1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-05-27 | ООО "Пакер-БИС" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING AND PRODUCTION FROM MULTIPLAYER DEPOSIT THROUGH ONE WELL |
| RU2323329C1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for liquid injection in one well reservoir and oil production from another one |
| RU2517304C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Unit for dual bed operation in well |
| RU181346U1 (en) * | 2018-02-27 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Two-lift installation for simultaneous separate operation of two layers by one well under conditions complicated by the removal of mechanical impurities from the upper reservoir |
| RU2724712C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Installation for simultaneous separate extraction and injection |
| RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5881814A (en) * | 1997-07-08 | 1999-03-16 | Kudu Industries, Inc. | Apparatus and method for dual-zone well production |
| US6684956B1 (en) * | 2000-09-20 | 2004-02-03 | Wood Group Esp, Inc. | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations |
| RU63436U1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-05-27 | ООО "Пакер-БИС" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING AND PRODUCTION FROM MULTIPLAYER DEPOSIT THROUGH ONE WELL |
| RU2323329C1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for liquid injection in one well reservoir and oil production from another one |
| RU2517304C2 (en) * | 2012-08-27 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Unit for dual bed operation in well |
| RU181346U1 (en) * | 2018-02-27 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Two-lift installation for simultaneous separate operation of two layers by one well under conditions complicated by the removal of mechanical impurities from the upper reservoir |
| RU2724712C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Installation for simultaneous separate extraction and injection |
| RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2819182C1 (en) | Unit for simultaneous separate production and injection under conditions complicated by high viscosity of product of upper formation | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
| RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2539459C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
| RU2255211C1 (en) | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid | |
| RU181346U1 (en) | Two-lift installation for simultaneous separate operation of two layers by one well under conditions complicated by the removal of mechanical impurities from the upper reservoir | |
| RU2713290C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
| CN114856495A (en) | Underground device for testing gas-water output profile of coal bed gas combined production well | |
| RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
| RU2726704C1 (en) | Flexible pipes with double walls with downhole pump driven by flow | |
| RU193950U1 (en) | Installation for simultaneous and separate reservoir exploitation | |
| RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells | |
| CN104929595A (en) | Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof | |
| RU2796714C1 (en) | Operation method of plug-in borehole rod pump | |
| RU2306412C1 (en) | Method for hydraulic reservoir fracturing inside gas well | |
| CN2874015Y (en) | Internal slip-type oil drain device | |
| SU1601352A2 (en) | Method of well operation | |
| RU2724712C1 (en) | Installation for simultaneous separate extraction and injection | |
| RU2783453C1 (en) | Production well operation method | |
| RU2517304C2 (en) | Unit for dual bed operation in well |