RU2443858C2 - Device for extraction of well product and water pumping to formation - Google Patents

Device for extraction of well product and water pumping to formation Download PDF

Info

Publication number
RU2443858C2
RU2443858C2 RU2010122701/03A RU2010122701A RU2443858C2 RU 2443858 C2 RU2443858 C2 RU 2443858C2 RU 2010122701/03 A RU2010122701/03 A RU 2010122701/03A RU 2010122701 A RU2010122701 A RU 2010122701A RU 2443858 C2 RU2443858 C2 RU 2443858C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
water
oil
formation
well
Prior art date
Application number
RU2010122701/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2010122701A (en
Inventor
Радик Расифович Халимов (RU)
Радик Расифович Халимов
Рустем Фахрасович Набиуллин (RU)
Рустем Фахрасович Набиуллин
Айнур Рафкатович Гусманов (RU)
Айнур Рафкатович Гусманов
Рим Салихович Губаев (RU)
Рим Салихович Губаев
Фарид Баширович Сулейманов (RU)
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2010122701/03A priority Critical patent/RU2443858C2/en
Publication of RU2010122701A publication Critical patent/RU2010122701A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2443858C2 publication Critical patent/RU2443858C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Reciprocating Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: device for extraction of well product and water pumping to formation includes perforated casing string in the interval of upper productive and lower receiving formations, tubing string, upper bottom-hole pump arranged in tubing string under dynamic level of accumulated oil and lower pump for water pumping to lower receiving formation. Also, device includes separating chamber, shank, non-return valve and packer installed in the well above the roof of receiving formation, accumulation chamber made in the form of separators-sediment traps. Additional packer is installed at the boundary of oil-water contact (OWC). Plunger of upper bottom-hole pump is rigidly connected to piston of lower pump having the possibility of restricted axial movement through the length of upper pump plunger stroke. Tubing string above the packer is equipped with radial holes for connection of water-bearing zone of productive formation to under-piston space of lower pump. Separating chamber is made in the form of the casing arranged concentrically outside tubing string from OWC level to upper pump inlet. At that, separators-sediment traps are provided on outer surface of the casing.
EFFECT: improving the separation quality of phases into oil and water and reducing electric power consumption.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке водонефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a water-oil deposit with the implementation of oil and water production from the upper reservoir and injection of produced water in the lower reservoir without lifting it to the surface.

Известно устройство для раздельной добычи нефти и воды (патент RU №2296242, МПК 8 F04B 47/00, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2007 года), содержащее неподвижный цилиндр с приемами для нефти и воды, подвижный плунжер, включающий всасывающий и нагнетательный клапаны и два поршня, соединенные между собой патрубком с окнами для приема нефти, отличающееся тем, что цилиндр выполнен ступенчатым, верхняя ступень цилиндра по диаметру больше нижней и каждая из них гидравлически связана с затрубным пространством скважины, причем в нижней ступени цилиндра дополнительно установлен свободный поршень, при этом устройство снабжено дополнительной камерой с всасывающим и нагнетательным клапанами и герметизирующим элементом, обеспечивающей гидравлическую связь нижней ступени цилиндра с полостью двухрядного лифта.A device for separate oil and water production (patent RU No. 2296242, IPC 8 F04B 47/00, published in Bulletin No. 9 of 03/27/2007), comprising a fixed cylinder with receptions for oil and water, a movable plunger including a suction and pressure valves and two pistons, interconnected by a pipe with windows for receiving oil, characterized in that the cylinder is stepped, the upper stage of the cylinder is larger in diameter than the lower one and each of them is hydraulically connected to the annulus of the well, and in addition to the lower stage of the cylinder anovlen free piston, the device being provided with an additional chamber with the suction and discharge valves and a sealing element providing fluid communication with the lower cavity of the cylinder-row stage lift.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством подвижных элементов;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of movable elements;

- во-вторых, не обеспечивается эффективное разделение пластовой воды от нефти в скважине, что не позволяет свести к минимуму обводненность добываемой нефти.- secondly, the effective separation of produced water from oil in the well is not ensured, which does not allow minimizing the water cut of the produced oil.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт (патент №2297521, МПК 8 Е21В 43/14, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2007 г.). включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, при этом колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом. Недостатками данного устройства являются:The closest in technical essence and the achieved result is a device for simultaneous separate production of borehole products and injection of water into the reservoir (patent No. 2297521, IPC 8 ЕВВ 43/14, published in bulletin No. 11 of 04/20/2007). including a casing perforated in the interval of the upper productive and lower receiving strata, a tubing string, upper and lower pumps and a storage chamber, while the tubing string from the flooded part of the reservoir to the lower pump is perforated as the separator used the borehole space between the pumps, and the upper part of the borehole space was used as the oil storage chamber, and the electric pump was used as the lower pump a downward facing pump located below the reservoir and having a liner with a check valve and a packer installed in the well above the roof of the receiving reservoir, the upper pump is located in the tubing string under the dynamic level of accumulated oil, the upper and lower pumps are located in the well from each other at the maximum possible distance with the placement of a perforated section of the tubing string column and separator settlers with input and output channels between them, etc. this, the total productivity of the pumps is selected from the production ability of the reservoir by liquid, and the ratio of the productivity of the upper and lower pumps is selected depending on the number of water and oil entering the well with the condition of ensuring gravitational separation of the reservoir fluid into an upward flow of oil and a downward flow of water at the perforation holes of the productive reservoir and pumping the separated water by an electric centrifugal pump. The disadvantages of this device are:

- во-первых, высокие затраты на электроэнергию, потребляемую электроцентробежным насосом для закачки воды в нижний принимающий пласт;- firstly, the high cost of electricity consumed by an electric centrifugal pump for pumping water into the lower receiving formation;

- во-вторых, низкая эффективность разделения воды от нефти, так как вся продукция из верхнего обводненного пласта поступает в камеру разделения.- secondly, the low efficiency of the separation of water from oil, since all products from the upper flooded reservoir enter the separation chamber.

Технической задачей изобретения является снижение энергозатрат, потребляемых устройством в процессе работы, а также повышение эффективности разделения воды от нефти в скважине, то есть снижение обводненности добываемой нефти.An object of the invention is to reduce energy consumption consumed by the device during operation, as well as increasing the efficiency of separation of water from oil in the well, that is, reducing the water content of produced oil.

Поставленная задача решается устройством для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающим перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний глубинный штанговый насос, размещенный в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти и нижний насос для закачки воды в нижний принимающий пласт, причем насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии, а их производительность подбирается, исходя из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а также камеру-разделитель, хвостовик, обратный клапан и пакер, устанавливаемый в скважине над кровлей принимающего пласта, камеру накопителя, выполненную в виде сепараторов-отстойников.The problem is solved by a device for producing well products and injecting water into the formation, including a casing perforated in the interval of the upper productive and lower receiving strata, a tubing string (tubing), an upper deep-well pump located in a tubing string under a dynamic the level of accumulated oil and a lower pump for pumping water into the lower receiving formation, the pumps being located in the well from each other at the maximum possible distance, and their production telnost selected proceeding from dobyvnoy possibility of fluid producing formation, and a separator chamber, a shank, a check valve and a packer installed in the well above the roof of the receiving reservoir storage chamber formed in a separator-settlers.

Новым является то, что на границе водонефтяного контакта (ВНК) установлен дополнительный пакер, а плунжер верхнего глубинного штангового насоса жестко связан с поршнем нижнего насоса, имеющим возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера верхнего насоса, причем колонна НКТ выше пакера снабжена радиальными отверстиями, сообщающими водоносную зону продуктивного пласта с подпоршневым пространством нижнего насоса в верхнем положении поршня нижнего насоса, причем камера-разделитель выполнена в виде кожуха, размещенного концентрично снаружи колонны НКТ от уровня ВПК до приема верхнего насоса, при этом на наружной поверхности кожуха выполнены сепараторы-отстойники.What is new is that an additional packer is installed at the water-oil contact (BHC) boundary, and the plunger of the upper deep-well pump is rigidly connected to the piston of the lower pump, which has the possibility of limited axial movement by the stroke length of the plunger of the upper pump, and the tubing string above the packer is provided with radial holes, communicating the aquifer of the reservoir with the subpiston space of the lower pump in the upper position of the piston of the lower pump, and the separator chamber is made in the form of a casing, Nogo concentrically outside the tubing from the MIC to the reception level of the upper pump, wherein the outer surface of the casing formed separators settling legs.

Также новым является то, что соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов регулируется площадью поперечных сечений S1 и S2 соответственно плунжера верхнего насоса и поршня нижнего насоса и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе.Also new is that the ratio of the productivity of the upper and lower pumps is regulated by the cross-sectional area S 1 and S 2 of the plunger of the upper pump and the piston of the lower pump, respectively, and is selected depending on the amount of water and oil entering the well with the condition of ensuring gravity separation of the reservoir fluid into the ascending oil flow and a downward flow of water in the separator chamber.

На фигуре изображена схема предлагаемого устройства для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт.The figure shows a diagram of the proposed device for producing well products and pumping water into the reservoir.

Скважина 1 перфорационными отверстиями 2 сообщается с верхним продуктивным обводненным пластом 3 (далее пласт) и перфорационными отверстиями 4 с нижним принимающим пластом 5, предназначенным для закачки воды.Well 1 with perforations 2 communicates with the upper productive flooded formation 3 (hereinafter the formation) and perforations 4 with the lower receiving formation 5 for water injection.

В скважину 1 спущен перфорированный отверстиями 6 хвостовик 7 с пакером 8. Пакер 8 расположен над кровлей принимающего пласта 5. Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 9 спущена в скважину 1 и нижним концом герметично размещена в хвостовике 7. Нижний конец колонны НТК 9 снабжен обратным клапаном 10. Под динамическим уровнем жидкости на минимальной возможной глубине расположен верхний насос 11, например, глубинный вставной штанговый насос.A liner 7 perforated with holes 6 was launched into the well 1 with a packer 8. The packer 8 is located above the roof of the receiving formation 5. The tubing string 9 is lowered into the well 1 and the lower end is hermetically seated in the liner 7. The lower end of the NTK string 9 is provided non-return valve 10. Under the dynamic liquid level at the lowest possible depth, there is an upper pump 11, for example, a deep-seated insert pump.

Камера-разделитель размещена снаружи концентрично колонне НКТ 9 и выполнена в виде кожуха 12, причем кожух снизу размещен от уровня водонефтяного контакта, а сверху за 5-7 метров до верхнего насоса 11.The separator chamber is placed outside concentrically to the tubing string 9 and is made in the form of a casing 12, and the casing is located below from the level of the oil-water contact, and from above 5-7 meters to the upper pump 11.

В нижней части колонны НКТ 9 на глубине ниже пласта 3 установлен нижний насос 13. Плунжер 14 верхнего глубинного штангового насоса 11 жестко связан с поршнем 15 нижнего насоса 13.In the lower part of the tubing string 9, at a depth below the formation 3, a lower pump 13 is installed. The plunger 14 of the upper deep-well rod pump 11 is rigidly connected to the piston 15 of the lower pump 13.

На границе водонефтяного контакта (ВНК) 16 установлен дополнительный пакер 17. Поршень 15 нижнего насоса 13 имеет возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера 14 верхнего насоса 11.An additional packer 17 is installed at the water-oil contact (BWC) boundary 16. The piston 15 of the lower pump 13 has the possibility of limited axial movement by the stroke length of the plunger 14 of the upper pump 11.

Колонна НКТ 9 выше пакера 8 снабжена радиальными отверстиями 18, сообщающими водоносную зону 19 пласта 3 с подпоршневым пространством 20 нижнего насоса 16 в верхнем положении поршня 15 нижнего насоса 13. На внутренней поверхности кожуха 12 выполнены сепараторы-отстойники 21.The tubing string 9 above the packer 8 is provided with radial openings 18 communicating the aquifer 19 of the formation 3 with the piston space 20 of the lower pump 16 in the upper position of the piston 15 of the lower pump 13. Separator-settlers 21 are made on the inner surface of the casing 12.

Производительность верхнего 11 и нижнего 13 насосов подбирается исходя из добывной возможности пласта 3 по жидкости.The performance of the upper 11 and lower 13 pumps is selected based on the production ability of the reservoir 3 by liquid.

Соотношение производительностей верхнего 11 и нижнего 13 насосов регулируется площадью поперечного сечения S1 и S2 соответственно плунжера 14 верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13 и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину 1 воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе.The ratio of the productivity of the upper 11 and lower 13 pumps is regulated by the cross-sectional area S 1 and S 2, respectively, of the plunger 14 of the upper pump 11 and the piston 15 of the lower pump 13 and is selected depending on the amount of water and oil entering the well 1 with the condition of ensuring gravity separation of the reservoir fluid into the upward flow of oil and the downward flow of water in the separation chamber.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Проводят глубинные исследования пластов 3 и 5, при этом соотношение производительностей верхнего 11 и нижнего 13 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти на основе результатов предварительных исследований продуктивного пласта (отбором проб) по количеству и обводненности добываемой продукции, а также приемистости принимающего пласта 5 при соответствующем давлении закачки. Исходя из этого, производят подбор поперечных сечений S1 и S2 плунжера верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13.In-depth studies of formations 3 and 5 are carried out, while the ratio of the productivity of the upper 11 and lower 13 pumps is selected depending on the ratio of the amount of water and oil entering the well based on the results of preliminary studies of the productive formation (sampling) by the number and water cut of the produced products, as well as the injectivity of the receiving formation 5 at the appropriate injection pressure. On the basis of this, the cross sections S 1 and S 2 of the plunger of the upper pump 11 and the piston 15 of the lower pump 13 are selected.

Водонефтяная смесь из пласта 3 через перфорационные отверстия 2 поступает в скважину 1, где за счет выбора производительности насосов 11 и 13 достигается разделение ее в интервале перфорационных отверстий 2 на восходящий поток газонефтяных капель (пунктирная стрелка) и нисходящий поток воды (сплошная стрелка). Скорость нисходящего потока воды у кровли пласта 3, то есть в его нефтенасыщенной части почти отсутствует. Благодаря этому газонефтяные капли или эмульсия с небольшим содержанием воды всплывают вверх. Начиная с обводненной части пласта 3 скорость нисходящего потока воды постепенно увеличивается в результате поступления воды из нижнего интервала перфорационных отверстий 2 и достигает максимума у подошвы пласта 3 в соответствии с производительностью нижнего насоса 13.The oil-water mixture from the reservoir 3 through the perforation holes 2 enters the well 1, where by choosing the performance of the pumps 11 and 13, it is separated in the interval of the perforation holes 2 into an upward flow of gas-oil droplets (dashed arrow) and a downward flow of water (solid arrow). The speed of the downward flow of water at the roof of the reservoir 3, that is, in its oil-saturated part is almost absent. Due to this, gas-oil droplets or an emulsion with a small water content float up. Starting from the flooded part of the formation 3, the speed of the downward flow of water gradually increases as a result of the flow of water from the lower interval of the perforations 2 and reaches a maximum at the bottom of the formation 3 in accordance with the performance of the lower pump 13.

Восходящий поток нефти с незначительным содержанием воды поднимается по затрубному пространству 22 и по входным каналам 23 поступает в сепараторы-отстойники 21, где за счет гравитационной силы остаточная вода отделяется от нефти. Отделившаяся в сепараторах-отстойниках 21 вода по выходным каналами 24 попадает в кольцевое пространство между колонной НКТ 9 и кожухом 12, откуда стекает вниз в затрубное пространство 25 ниже дополнительного пакера 17.An upward flow of oil with a low water content rises through the annulus 22 and through the inlet channels 23 enters the settling tanks 21, where due to gravitational force the residual water is separated from the oil. Separated in the separator-settlers 21, the water through the outlet channels 24 enters the annular space between the tubing string 9 and the casing 12, from where it flows down into the annular space 25 below the additional packer 17.

При установившемся режиме работы скважины количество поступающей нефти из пласта 3 равно откачиваемой из скважины 1.With the steady state operation of the well, the amount of incoming oil from the reservoir 3 is equal to the pumped out of the well 1.

При этом накопленная нефть в затрубном пространстве 22 через боковой клапан 26 поступает на прием верхнего насоса 11. Верхний насос 11 работает по известному принципу, например, это вставной штанговый насос с диаметром плунжера S1=32 мм. Нисходящий поток воды из затрубного пространства 25 через радиальные отверстия 18 колонны НКТ 9 в верхнем положении поршня 15 нижнего насоса 13 поступает в подпоршневое пространство 20 нижнего насоса 13. Откуда при последующем ходе вниз поршня 15 нижнего насоса 13 радиальные отверстия 18 колонны НКТ 9 перекрываются самим поршнем, при этом открывается обратный клапан 10 и вода из подпоршневого пространства 20 поступает сначала во внутреннюю полость хвостовика 7 и далее через его перфорированные отверстия 6 закачивается под пакер 8 в принимающий пласт 5.In this case, the accumulated oil in the annulus 22 through the side valve 26 enters the intake of the upper pump 11. The upper pump 11 operates according to the well-known principle, for example, it is an insert rod pump with a plunger diameter S 1 = 32 mm. The downward flow of water from the annulus 25 through the radial holes 18 of the tubing string 9 in the upper position of the piston 15 of the lower pump 13 enters the under-piston space 20 of the lower pump 13. From whence the subsequent downward movement of the piston 15 of the lower pump 13, the radial holes 18 of the tubing string 9 are blocked by the piston itself , this opens the check valve 10 and water from the sub-piston space 20 enters first into the inner cavity of the shank 7 and then through its perforated holes 6 is pumped under the packer 8 into the receiving layer 5.

При последующим ходе поршня 15 вверх в подпоршневом пространстве 20 образуется разрежение и обратный клапан 10 закрывается, и, как только поршень 15 нижнего насоса 13 минует радиальные отверстия 18 колонны НКТ 8, в подпоршневое пространство вновь устремляется вода из затрубного пространства 25. В дальнейшем цикл работы нижнего насоса 13 повторяется.With the subsequent upward movement of the piston 15 in the sub-piston space 20, a vacuum forms and the check valve 10 closes, and as soon as the piston 15 of the lower pump 13 passes the radial holes 18 of the tubing string 8, water again rushes into the sub-piston space from the annulus 25. In the future, the operation cycle bottom pump 13 is repeated.

В скважине 1 образуются две зоны. Одна зона ниже дополнительного пакера 17 в затрубном пространстве 25, в нижней части которой преимущественно имеется вода, находящаяся в покое или за счет поступления воды из сепараторов-отстойников 12 с небольшим темпом опускающаяся вниз.In the well 1, two zones are formed. One zone below the additional packer 17 in the annular space 25, in the lower part of which there is mainly water that is at rest or due to the flow of water from the separator-settlers 12 at a low rate descends.

Другая зона выше дополнительного пакера 17 в затрубном пространстве 22 с относительно более скоростным движением пузырьков нефти в воде, начиная от кровли пласта 3. Эти зоны гидродинамически соединены между собой через сепараторы-отстойники 21 и кольцевое пространство между колонной НКТ 9 и кожухом 12.The other zone is higher than the additional packer 17 in the annulus 22 with a relatively faster movement of oil bubbles in the water, starting from the top of the formation 3. These zones are hydrodynamically interconnected via separator settlers 21 and the annular space between the tubing string 9 and the casing 12.

В качестве верхнего насоса 11 используется вставной штанговый глубинный насос с верхним приводом (станком-качалкой). Отделившуюся воду закачивают в принимающий пласт 5 посредством поршня 13, совершающего возвратно-поступательные перемещения синхронно с плунжером 14 верхнего насоса 11, с которым поршень 15 нижнего насоса 13 жестко связан посредством штока 27.As the upper pump 11, an plug-in sucker rod pump with a top drive (rocking machine) is used. The separated water is pumped into the receiving formation 5 by means of a piston 13 reciprocating in synchronization with the plunger 14 of the upper pump 11, with which the piston 15 of the lower pump 13 is rigidly connected via the rod 27.

Размещение верхнего 11 и нижнего 13 насосов на максимальном расстоянии друг от друга способствует созданию большого пространства и увеличению пути движения восходящего потока водонефтяной смеси для качественного разделения воды от нефти.Placing the upper 11 and lower 13 pumps at the maximum distance from each other helps to create a large space and increase the path of the upward flow of the oil-water mixture for the qualitative separation of water from oil.

В зависимости от соотношения нефть - вода изменяется соотношение площадей сечений плунжера 14 верхнего насоса 11 и поршня 15 нижнего насоса 13, например (50:50), то S1=S2, если (70:30), то S1>S2, а если (20:80), то S1<S2.Depending on the oil-water ratio, the ratio of the cross-sectional areas of the plunger 14 of the upper pump 11 and the piston 15 of the lower pump 13, for example (50:50), then S 1 = S 2 , if (70:30), then S 1 > S 2 , and if (20:80), then S 1 <S 2 .

В предложенном устройстве при соответствующем выборе соотношения производительностей путем регулировки размеров S1 и S2 верхнего 11 и нижнего 13 насосов соответственно создаются условия разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды и обеспечение отделения нефти от остаточной воды, откачки ее верхним насосом 11 и откачки отделившейся воды нижним насосом 13.In the proposed device, with the appropriate choice of the ratio of capacities by adjusting the sizes S 1 and S 2 of the upper 11 and lower 13 pumps, respectively, conditions are created for the separation of reservoir fluid into an upward flow of oil and a downward flow of water and ensuring the separation of oil from residual water, pumping it out by the upper pump 11 and pumping out the separated water by the lower pump 13.

Применение предложенного устройства благодаря установке дополнительного пакера на границе ВНК позволяет резко повысить эффективность разделения фаз на нефть и воду в скважине, а жесткое соединение плунжера верхнего насоса с поршнем нижнего насоса позволяет с помощью одного наземного привода приводить в действие оба насоса и сэкономить энергопотребление, а значит снизить финансовые затраты на эксплуатацию скважины.The application of the proposed device due to the installation of an additional packer at the VNK boundary can dramatically increase the efficiency of the separation of phases into oil and water in the well, and the rigid connection of the plunger of the upper pump with the piston of the lower pump allows using both ground drives to drive both pumps and save energy consumption, which means reduce financial costs of well operation.

Claims (2)

1. Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний глубинный штанговый насос, размещенный в колонне НКТ под динамическим уровнем накопленной нефти и нижний насос для закачки воды в нижний принимающий пласт, причем насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии, а их производительность подбирается исходя из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а также камеру-разделитель, хвостовик, обратный клапан и пакер, устанавливаемый в скважине над кровлей принимающего пласта, камеру-накопитель, выполненную в виде сепараторов-отстойников, отличающееся тем, что на границе водонефтяного контакта (ВНК) установлен дополнительный пакер, а плунжер верхнего глубинного штангового насоса жестко связан с поршнем нижнего насоса, имеющим возможность ограниченного осевого перемещения на длину хода плунжера верхнего насоса, причем колонна НКТ выше пакера снабжена радиальными отверстиями, сообщающими водоносную зону продуктивного пласта с подпоршневым пространством нижнего насоса в верхнем положении поршня нижнего насоса, причем камера-разделитель выполнена в виде кожуха, размещенного концентрично снаружи колонны НКТ от уровня ВНК до приема верхнего насоса, при этом на наружной поверхности кожуха выполнены сепараторы-отстойники.1. A device for producing well products and injecting water into the formation, including a casing perforated in the interval of the upper productive and lower receiving strata, a tubing string (tubing), an upper deep well pump located in the tubing string under the dynamic level of accumulated oil and a lower pump for pumping water into the lower receiving formation, and the pumps are located in the well from each other at the maximum possible distance, and their performance is selected based on production capacity and a productive formation in liquid, as well as a separator chamber, a liner, a check valve and a packer installed in the well above the roof of the receiving formation, a storage chamber made in the form of separator settlers, characterized in that a water-oil contact (VSC) is installed on the boundary an additional packer, and the plunger of the upper deep-well pump is rigidly connected to the piston of the lower pump, with the possibility of limited axial movement by the stroke length of the plunger of the upper pump, and the tubing string above the packer is provided adial holes communicating the aquifer of the reservoir with the piston space of the lower pump in the upper position of the piston of the lower pump, the separator chamber made in the form of a casing concentrically located outside the tubing string from the level of the oil pump to the reception of the upper pump, with separators on the outer surface of the casing sedimentation tanks. 2. Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт по п.1, отличающееся тем, что соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов регулируется площадью поперечных сечений S1 и S2, соответственно плунжера верхнего насоса и поршня нижнего насоса и подбирается в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды в камере-разделителе. 2. The device for producing well products and injecting water into the formation according to claim 1, characterized in that the ratio of the productivity of the upper and lower pumps is regulated by the cross-sectional area S 1 and S 2 , respectively, of the plunger of the upper pump and the piston of the lower pump and is selected depending on the amount of water and oil entering the well with the condition of ensuring gravitational separation of the formation fluid into an upward flow of oil and a downward flow of water in the separator chamber.
RU2010122701/03A 2010-06-03 2010-06-03 Device for extraction of well product and water pumping to formation RU2443858C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010122701/03A RU2443858C2 (en) 2010-06-03 2010-06-03 Device for extraction of well product and water pumping to formation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010122701/03A RU2443858C2 (en) 2010-06-03 2010-06-03 Device for extraction of well product and water pumping to formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010122701A RU2010122701A (en) 2011-12-10
RU2443858C2 true RU2443858C2 (en) 2012-02-27

Family

ID=45405246

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010122701/03A RU2443858C2 (en) 2010-06-03 2010-06-03 Device for extraction of well product and water pumping to formation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2443858C2 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2490436C1 (en) * 2012-10-04 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method
RU2609036C1 (en) * 2016-02-10 2017-01-30 Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") Well sucker-rod pump with double-acting pump
RU2713287C1 (en) * 2019-02-28 2020-02-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Operating method of production well
RU2808827C1 (en) * 2022-11-25 2023-12-05 Общество с ограниченной ответственностью "Альянс Агрегат Сервис" Method for producing formation fluid with a high gas content using an installation consisting of three pumping sections

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107035349B (en) * 2017-06-10 2024-07-02 山东恒驰石油装备有限责任公司 Interlayer pressure difference water injection huff-puff oil pumping tubular column

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2204702C2 (en) * 2001-07-18 2003-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" Method of oil recovery intensification
RU2284410C2 (en) * 2004-05-31 2006-09-27 Роберт Харрасович Фассахов Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation
RU2297521C1 (en) * 2006-07-18 2007-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
CN2906054Y (en) * 2006-06-23 2007-05-30 长葛市福侨电器材料厂 Anti-sand anti-backflow and anti-fouling multifunctional eccentric separated-zone water injection string
RU65564U1 (en) * 2007-03-22 2007-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE
RU2007109378A (en) * 2007-03-14 2008-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" (RU) WELL DEVICE AND METHOD FOR DEVELOPING A MULTIPLAYER OIL DEPOSIT
RU2339794C1 (en) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed
RU2364712C1 (en) * 2008-03-24 2009-08-20 Атлас Мисбахович Бадретдинов Oil-well pumping unit for oil extraction and water pumping into stratum
RU2386795C1 (en) * 2009-02-03 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil field with water-oil zones

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2204702C2 (en) * 2001-07-18 2003-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" Method of oil recovery intensification
RU2284410C2 (en) * 2004-05-31 2006-09-27 Роберт Харрасович Фассахов Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation
CN2906054Y (en) * 2006-06-23 2007-05-30 长葛市福侨电器材料厂 Anti-sand anti-backflow and anti-fouling multifunctional eccentric separated-zone water injection string
RU2297521C1 (en) * 2006-07-18 2007-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
RU2339794C1 (en) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed
RU2007109378A (en) * 2007-03-14 2008-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" (RU) WELL DEVICE AND METHOD FOR DEVELOPING A MULTIPLAYER OIL DEPOSIT
RU65564U1 (en) * 2007-03-22 2007-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE
RU2364712C1 (en) * 2008-03-24 2009-08-20 Атлас Мисбахович Бадретдинов Oil-well pumping unit for oil extraction and water pumping into stratum
RU2386795C1 (en) * 2009-02-03 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of oil field with water-oil zones

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2490436C1 (en) * 2012-10-04 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method
RU2609036C1 (en) * 2016-02-10 2017-01-30 Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") Well sucker-rod pump with double-acting pump
RU2713287C1 (en) * 2019-02-28 2020-02-04 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Operating method of production well
RU2808827C1 (en) * 2022-11-25 2023-12-05 Общество с ограниченной ответственностью "Альянс Агрегат Сервис" Method for producing formation fluid with a high gas content using an installation consisting of three pumping sections

Also Published As

Publication number Publication date
RU2010122701A (en) 2011-12-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5497832A (en) Dual action pumping system
CN201412129Y (en) Gas recovery well machine liquid pumping and drainage gas recovery device
RU2297521C1 (en) Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
RU2443858C2 (en) Device for extraction of well product and water pumping to formation
US6182751B1 (en) Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures
RU2325553C1 (en) Method and device for liquid lifting from bores
RU2492320C1 (en) Electric centrifugal pump set for oil production and water injection
RU102675U1 (en) DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF PRODUCTIVE OIL WELLS
RU65964U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER
RU63864U1 (en) INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP
RU2189433C2 (en) Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions)
RU2290497C1 (en) Oil extraction method
RU99111983A (en) WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION
RU127416U1 (en) DIFFERENTIAL SUBMERSIBLE REMAINED ELECTRIC PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE WATER PUMPING IN SEVERAL PRODUCTIVE LAYERS
RU2334079C1 (en) Well pump facility for oil production and water injection to stratum
RU2317443C1 (en) Sucker-rod pumping unit
RU2114282C1 (en) Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells
RU57812U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER
RU165961U1 (en) INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL
RU2575856C2 (en) Device for oil production with downhole separation
RU123830U1 (en) DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION OF BOREHOLE PRODUCTS AND WATER INJECTION
RU57813U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER
RU41810U1 (en) Borehole PUMP PUMP FOR PRODUCING PLASTIC LIQUIDS
CN111271030B (en) Oil and gas simultaneous production pipe column and production method thereof
RU2296242C1 (en) Device for separate production of oil and gas

Legal Events

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

Effective date: 20170604