RU125622U1 - INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS) - Google Patents

INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS) Download PDF

Info

Publication number
RU125622U1
RU125622U1 RU2012142329/03U RU2012142329U RU125622U1 RU 125622 U1 RU125622 U1 RU 125622U1 RU 2012142329/03 U RU2012142329/03 U RU 2012142329/03U RU 2012142329 U RU2012142329 U RU 2012142329U RU 125622 U1 RU125622 U1 RU 125622U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tubing
installation according
bypass
well
fluid
Prior art date
Application number
RU2012142329/03U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Марсович Гарипов
Александр Владимирович Афанасьев
Роман Александрович Трушляков
Максим Валерьевич Бутенко
Эдвин Ленарович Мустафин
Ренат Баширович Баширов
Original Assignee
Олег Марсович Гарипов
ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии"
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 Олег Марсович Гарипов, ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии" filed Critical Олег Марсович Гарипов
Priority to RU2012142329/03U priority Critical patent/RU125622U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU125622U1 publication Critical patent/RU125622U1/en

Links

Images

Abstract

1. Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды, включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками.2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором.3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным устройством.4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные отверстия выполнены в НКТ.5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разъединителем.6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним посадочным устройством.7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом.8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием.9. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной.10. Установка по п.9, отличающаяся тем, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием.11. Установка по п.9, отличающаяся тем, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.12. Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластово1. Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water, including a well with productive and absorbing layers, tubing, at least one packer installed between the productive and absorbing layers, bypass holes made with the possibility of hydraulic connection between the pipe and annular spaces, submersible pump, wellhead valves with gate valves. 2. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one measuring device. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one bypass device. Installation according to claim 1, characterized in that the bypass holes are made in tubing. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a disconnector. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one landing device. Installation according to claim 1, characterized in that it is further provided with a hollow insert with at least one sealing unit. Installation according to claim 1, characterized in that it is further provided with at least one through hole. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one insert in the form of a jumper located in the tubing and made prefabricated or monolithic. Installation according to claim 9, characterized in that the insert is additionally provided with at least one through hole. Installation according to claim 9, characterized in that the insert is further provided with at least one bypass hole. Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of reservoir

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при добыче нефти путем гравитационного разделения флюида в скважине на углеводородные флюиды и пластовую воду, с последующим отбором нефти в виде углеводородных флюидов и закачкой пластовой воды в поглощающий пласт, а также для контроля и проведения прямых замеров на устье.The utility model relates to the oil industry and can be used in oil production by gravitational separation of the fluid in the well into hydrocarbon fluids and produced water, followed by the selection of oil in the form of hydrocarbon fluids and pumping formation water into the absorbing reservoir, as well as for monitoring and direct measurements at the mouth.

Известна Система для утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, содержащая, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с сепаратором, выход сепаратора по нефти с остаточными водой и газом соединен с первым насосом-компрессором, выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, выход которого соединен с диспергатором, соединенным с нагнетательной скважиной или с водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин. (Патент РФ №2317408, E21B 43/16 оп. 20.02.2008 г.).Known System for the utilization of associated produced oil gas and produced water, containing at least one producing well connected to a separator, the output of the separator for oil with residual water and gas connected to the first pump-compressor, the output or outputs of the separator for water and gas connected to a second compressor pump, the outlet of which is connected to a dispersant connected to an injection well or to a water distribution comb of injection wells. (RF patent No. 2317408, E21B 43/16 op. 20.02.2008).

Недостатком данного технического решения является то, что данная система имеет сложную конструкцию и ограничено в применении.The disadvantage of this technical solution is that this system has a complex structure and is limited in application.

Известна Система сбора продукции высокообводненных скважин и утилизации пластовой воды, содержащая добывающие скважины, добывающие скважины с высокой обводненностью и бездействующие обводненные скважины, групповую замерную установку - ГЗУ, насос-компрессор, выход которого через распределительную гребенку соединен с нагнетательными скважинами, отличающаяся тем, что добывающие скважины с высокой обводненностью соединены выкидными линиями ГЗУ непосредственно, по крайней мере, с одним насосом-компрессором для закачки продукции скважин с высокой обводненностью в бездействующие обводненные скважины по выкидным линиям ГЗУ и далее по лифтовым трубам через насадок, состоящий из головки с присоединительной резьбой и двух отводов, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которые обеспечивают возможность формирования плоского тангенциального пристеночного нисходящего под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины потока закачиваемой жидкости, в центральной части которого обеспечена нулевая скорость нисходящего потока с вытеснением в нее глобул нефти и газа и образованием их восходящего потока с непрерывным накоплением в верхней части ствола скважины, при этом отбор нефти и газа обеспечен из межтрубного воды в пласт. (Патент РФ №2435943, E21B 43/16 оп. 10.12.2011 г., прототип).Known System for the collection of products of high-water wells and utilization of produced water, containing production wells, production wells with high water cut and idle water-logged wells, a group metering unit - GZU, a pump-compressor, the outlet of which is connected to injection wells through a distribution comb, characterized in that the production wells wells with high water cut are connected by flow lines of the GZU directly to at least one pump-compressor for injection of well products with high water cut to inactive waterlogged wells along flow lines of gas distribution lines and then through elevator pipes through nozzles, consisting of a head with a connecting thread and two branches, inside of which there is a vertical channel and a lattice of guide plates that provide the possibility of forming a flat tangential wall descending at an angle of 45 ° to the cross section of the wellbore of the injected fluid flow, in the central part of which a zero velocity of the downward flow from the displaced Niemi therein globules of oil and gas and the formation of the upstream continuous accumulation at the top of the wellbore, the selection of oil and gas is provided from the shell-side water in the formation. (RF patent No. 2435943, E21B 43/16 op. 10.12.2011, prototype).

Недостатком данного технического решения является то, что система сбора очень сложная, дорогая в использовании и нуждается в обвязке на устье с замерной установкой - ГЗУ, насос-компрессором и др.The disadvantage of this technical solution is that the collection system is very complex, expensive to use and needs to be tied up at the mouth with a metering unit - gas pump, compressor pump, etc.

Предлагаемые технические решения позволяют избежать, указанные выше недостатки, а также позволяют утилизировать скважинную жидкость в виде пластовой воды и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно из скважине, тем самым упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, что позволяет уменьшить затраты на отделение и перекачку пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды.The proposed technical solutions allow us to avoid the above disadvantages, and also allow us to utilize well fluid in the form of produced water and extract oil in the form of anhydrous or low-water hydrocarbon fluids, partially or completely separated from the produced water directly from the well, thereby simplifying the oil production process in the form of hydrocarbon fluids due to downhole cleaning of the fluid from produced water without changing the wellhead piping, which allows to reduce the cost of production production and pumping of produced water, as well as anti-corrosion and anti-salt measures in the system of collection and disposal of produced produced water.

Поставленная цель достигается тем, что Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, по меньшей мере, одним перепускным устройством, разъединителем, по меньшей мере, одним посадочным устройством, полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом, по меньшей мере, одним сквозным отверстием, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.This goal is achieved in that the Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1), including a well with productive and absorbing layers, tubing, at least one packer installed between the productive and absorbing layers, overflow holes made with the possibility of hydraulic connection between the tube and annular spaces, a deep well pump, wellhead valves with valves, it is additionally equipped with at least one measuring device, at least one a bypass device, a disconnector, at least one landing device, a hollow insert with at least one sealing unit, at least one through hole, at least one insert in the form of a jumper located in the tubing and made team monolithic that the insert is additionally provided with at least one through hole and at least one bypass hole.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками, НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена заглушкой и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием, муфтами с перепускными отверстиями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины, пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2), including a production well equipped with tubing with a deep pump, an injection well equipped with tubing of a given length, wellhead valves with valves, while the tubing of the producing well and tubing of a given length of the injection well interconnected by wellhead valves with valves, the tubing of a given length of the injection well is additionally equipped with a plug and at least one bypass hole, couplings with usknymi holes, it is further provided with at least one measuring device, the bypass devices are arranged in the wellhead fixture injection well or the production well with a packer bypass tube disposed in the injection well.

На фиг.1 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным отверстием для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую в верхний пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства, на фиг.2 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным клапаном, на фиг.3 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором, на фиг.4-5 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше и ниже насоса, НКТ с перепускными отверстиями, со вставкой в виде глухой перемычки, дистанционно управляемый с устья пакер в состоянии «закрыто-запакеровано» (фиг.4) и в состоянии «открыто» фиг.5, на фиг.6 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, на фиг.7 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.8 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «открыто», на фиг.9 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с вставкой, на фиг.10 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ со вставкой, с перепускными отверстиями и со сквозным отверстием для отвода газа, полая вставка с двумя герметизирующими узлами, на фиг.11 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с измерительными приборами в скважине, на фиг.12 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для дополнительного контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими вставками, перекрывающими полость внутри НКТ, с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.13 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией воды с дополнительными контролем и проведением прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими сборными вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.14 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с глухой вставкой в виде перемычки, перекрывающей НКТ, под или над которой размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.15 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для дополнительного проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.16 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с двумя вставками, перекрывающими НКТ, под или над которыми размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.17 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускным отверстием и с измерительными приборами в нагнетательной скважине, на фиг.18 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускными отверстиями для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, с пакером с перепускной трубкой в нагнетательной скважине.Figure 1 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, tubing with a bypass hole for transferring the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water, utilized in the upper formation, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus, figure 2 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of formation water (Option 1) with an deep-well pump ESP with a casing, tubing with bypass the valve, figure 3 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with the deep-well pump ESP with a casing, tubing with a bypass remote control from the mouth of the regulator, figure 4-5 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) for monitoring and direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above and below the pump, tubing with bypass holes, with an insert in the form of a dead jumper, distance the packer controlled from the mouth in the closed-packed state (Fig. 4) and in the open state of Fig. 5, Fig. 6 shows an oil production unit with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with a submersible pump ESP with a casing, with a packer located above the pump, tubing with bypass holes, Fig. 7 shows an installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water for direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with a packer located above pump, tubing with distance an ion-controlled valve in the “closed” state, Fig. 8 shows an installation for oil production and disposal of produced water (Option 1) for monitoring and direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with a packer located above the pump, tubing with remotely controlled valve in the “open” state, figure 9 shows the Installation for oil production and utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above the pump, tubing with insert, figure 10 shows Installation for mining not FTI with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above the pump, tubing with an insert, with bypass openings and with a through hole for gas removal, a hollow insert with two sealing units, on 11 shows an installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with a packer located above the pump, tubing with bypass holes, with measuring devices in the well, FIG. 12 shows a Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) for additional monitoring and direct measurements at the wellhead with an ESP deep pump, with three packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two blank inserts covering the cavity inside the tubing, with overflow openings, with a bellows valve in the “open” state, Fig. 13 shows a unit for oil production with simultaneous and separate water disposal with additional control and direct replacement s at the mouth with an ESP deep pump, with three packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two blank prefabricated inserts with bypass holes, with a bellows valve in the “closed” state, Fig. 14 shows a unit for oil production with simultaneously - separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with two packers located above the pump, with a blank insert in the form of a jumper overlapping tubing, under or above which tubing elements with bypass holes, with a bellows the valve is in the “open” state, Fig. 15 shows a unit for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water for additional direct measurements at the mouth with an ESP deep pump, with two packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two inserts with bypass holes, with a bellows valve in the “closed” state, in Fig. 16 Oil production unit with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with two packers located above pump, with two inserts overlapping tubing, under or above the tubing elements with bypass holes, with a bellows valve in the “open” state, are placed in FIG. 17 Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) with deep ESP pump in the production well, tubing with a bypass hole and with measuring instruments in the injection well, in Fig. 18 Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) with the ESP deep pump in the production well, Tubing with bypass holes for transferring the produced fluid into the annulus, with a packer with a bypass pipe in the injection well.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) содержит НКТ 1, устьевую арматуру с задвижками 2 и 3, глубинный насос 4, дополнительно снабженный кожухом 5 и хвостовиком 6 в виде участка НКТ, по меньшей мере, один пакер 7, скважину с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами, перепускные отверстия 10.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) contains tubing 1, wellhead valves with valves 2 and 3, a downhole pump 4, additionally equipped with a casing 5 and a shank 6 in the form of a tubing section, at least one packer 7 , a well with a productive 8 and absorbing 9 strata, bypass holes 10.

Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.The deep pump 4 is a ESP, UEVN, etc.

Пакер 7 расположен между поглощающим 9 и продуктивным 8 пластами, например, на хвостовике 6, которым дистанционно управляют с устья или он работает в автономном режиме.The packer 7 is located between the absorbing 9 and productive 8 layers, for example, on the shank 6, which is remotely controlled from the mouth or it works offline.

Перепускные отверстия 10 выполнены с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в НКТ 1.The bypass holes 10 are made with the possibility of hydraulic connection of the pipe space and the annular space, for example, in the tubing 1.

Перепускные отверстия 10 обеспечивают переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, значительно превышающее трубное пространство.The bypass holes 10 provide fluid flow from the pipe space to the annular space, significantly exceeding the pipe space.

Углеводородные флюиды в скважине представляют собой пластовую безводную или малообводненную нефть с попутным газом частично или полностью гравитационно отделившуюся от пластовой воды.Hydrocarbon fluids in a well are anhydrous or low-water reservoir oil with associated gas partially or completely gravitationally separated from the produced water.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена элементами, которые используют в составе подвески НКТ 1 разных диаметров переводником, например, муфтами, патрубками, центратором, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, разъединителем 13, по меньшей мере, одним посадочным устройством 14, по меньшей мере, одной вставкой 15, расположенной в НКТ 1, полой вставкой 16 с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом 17, расположенной в НКТ 1 и/или пакере 7, и, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18.A unit for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water is additionally equipped with elements that are used as part of the tubing suspension 1 of different diameters with an adapter, for example, couplings, pipes, centralizer, at least one measuring device 11, at least one bypass device 12, a disconnector 13, at least one landing device 14, at least one insert 15 located in the tubing 1, a hollow insert 16 with at least one sealing unit 17 located in the tubing 1 / 7 or packer, and at least one through-hole 18.

Перепускные отверстия 10 выполнены, например, в НКТ 1, в стволе пакера 7, в элементах, расположенных на НКТ 1, например, в муфтах, в патрубках, в центраторах, в разъединителях.The bypass holes 10 are made, for example, in the tubing 1, in the trunk of the packer 7, in the elements located on the tubing 1, for example, in couplings, in pipes, in centralizers, in disconnectors.

Перепускное устройство 12 служит для регулируемого перепуска, например, добываемого флюида из трубного пространства в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает их между собой, и расположено, например, в НКТ 1.The bypass device 12 is used for adjustable bypass, for example, produced fluid from the pipe space into the annular space under a given pressure and hydraulically connects them together, and is located, for example, in the tubing 1.

Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускным отверстием 10, штуцер или регулятор расхода или давления, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 10, при этом перепускное устройство 12, например, в виде регулятора давления с сильфонным клапаном, заряжено на заданное давление.The bypass device 12 is a valve with a bypass hole 10, a fitting or a flow or pressure regulator with at least one bypass hole 10, while the bypass device 12, for example, in the form of a pressure regulator with a bellows valve, is charged to a predetermined pressure.

Перепускным устройством 12 дистанционно управляют с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля, или оно работает в автономном режиме.The bypass device 12 is remotely controlled from the wellhead, for example, by means of hydraulic channels or an electric cable, or it operates autonomously.

Например, перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородов из межтрубного пространства в трубное пространство (рис.10); перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 ниже вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство (рис.12).For example, the transfer device 12, located in the tubing 1 above insert 15, additionally provides an adjustable flow of hydrocarbons from the annulus to the tube space (Fig. 10); the bypass device 12, located in the tubing 1 below insert 15, additionally provides an adjustable flow of hydrocarbon fluids from the annulus to the tube space (Fig. 12).

Посадочное устройство 14 расположено, например, на НКТ 1.The landing device 14 is located, for example, on the tubing 1.

Вставка 15 представляет собой перемычку и расположена в НКТ 1 для разобщения пропускного пространства НКТ 1, дополнительно обеспечивая, например, регулирование потока флюида в НКТ 1, направляя поток флюида в межтрубное пространство через перепускные отверстия 10, выполненные в НКТ 1.The insert 15 is a jumper and is located in the tubing 1 to isolate the flow space of the tubing 1, additionally providing, for example, regulation of the fluid flow in the tubing 1, directing the fluid flow into the annulus through the bypass holes 10 made in the tubing 1.

Вставка 15 выполнена монолитной, сборной и дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18, например, поперечным, наклонным, выполненным с возможностью гидравлической связи пространств под или над вставкой 15, дополнительно обеспечивая, например, отвод газа, перепуск противоположно направленного потока.The insert 15 is made monolithic, prefabricated and is additionally equipped with at least one through hole 18, for example, transverse, inclined, made with the possibility of hydraulic connection of the spaces under or above the insert 15, additionally providing, for example, gas outlet, bypass of the oppositely directed flow.

Вставка 15 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.The insert 15 is further provided with at least one bypass hole 10.

Например, вставка 15 разделяет пропускное пространство в НКТ 1 на две части, а перепускное отверстие 10 или сквозное отверстие 18, выполненное во вставке 15, гидравлически соединяют между собой внутреннее пространство НКТ 1 с межтрубным пространством.For example, the insert 15 divides the throughput space in the tubing 1 into two parts, and the bypass hole 10 or the through hole 18 made in the insert 15 hydraulically interconnects the inner space of the tubing 1 with the annular space.

Вставка 15 расположена в НКТ 1, в элементах НКТ 1, например, в муфтах, в центраторе над или под вставкой 15. Например, вставка 15 в сборном исполнении снабжена перепускным 10 и сквозным отверстием 18.The insert 15 is located in the tubing 1, in the elements of the tubing 1, for example, in the couplings, in the centralizer above or below the insert 15. For example, the insert 15 in the assembled version is equipped with a bypass 10 and a through hole 18.

По меньшей мере, одно сквозное отверстие 18 расположено, например, в НКТ 1, в полой вставке 16.At least one through hole 18 is located, for example, in the tubing 1, in the hollow insert 16.

Например: по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает переток газа из малого межтрубного пространства в межтрубное пространство (рис.10); по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 под пакером 7 и над нижним герметизатором 17, дополнительно обеспечивает переток газа или углеводородных флюидов из межтрубного пространства в малое межтрубное пространство (рис.10).For example: at least one through hole 18 located in the tubing 1 above insert 15 additionally provides a flow of gas from the small annulus to the annulus (Fig. 10); at least one through hole 18 located in the tubing 1 under the packer 7 and above the lower seal 17 additionally provides the flow of gas or hydrocarbon fluids from the annulus to the small annulus (Fig. 10).

Перепускное отверстие 10 обеспечивает гидравлическое соединение трубного и межтрубного пространств, которое необходимо для обеспечения процесса гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве, тогда как сквозные отверстия 18 выполняют функции, например, для перепуска газа, обеспечения разнонаправленных движений флюидов в скважине и пр.The bypass hole 10 provides a hydraulic connection of the pipe and annular spaces, which is necessary to ensure the process of gravitational separation of fluid in the annulus, while the through holes 18 perform functions, for example, for bypassing gas, providing multidirectional movements of the fluids in the well, etc.

Например, при наличии двух вставок 15, в одной из них выполнено перепускное отверстие 10, обеспечивающее переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, а в другой вставке 15 выполнено сквозное отверстие 18, обеспечивающее переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство.For example, if there are two inserts 15, in one of them there is a bypass hole 10, which provides fluid flow from the tube space to the annulus, and in the other insert 15, a through hole 18 is provided, which allows the flow of hydrocarbon fluids from the annulus to the tube space.

Полая вставка 16 дополнительно обеспечивает отсечение разнонаправленных потоков, например, расположенная внутри НКТ 1, разделяет поток флюида по направлениям внутри полой вставки 16 от пространства между полой вставкой 16 и НКТ 1, создавая малое межтрубное пространство для отвода газа, выделившегося из скважинного флюида.The hollow insert 16 additionally cuts off multidirectional flows, for example, located inside the tubing 1, separates the fluid flow in the directions inside the hollow insert 16 from the space between the hollow insert 16 and the tubing 1, creating a small annular space for the removal of gas released from the well fluid.

Например, полая вставка 16, по меньшей мере, с одним сквозным отверстием 18 дополнительно обеспечивает перепуск флюида.For example, a hollow insert 16 with at least one through hole 18 further provides fluid bypass.

Межтрубное пространство представляет собой пространство между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 19, а трубное пространство представляет собой внутреннее пространство в НКТ 1 или в полой вставке 16. Перепуск флюида осуществляют в межтрубное пространство.The annulus is the space between the tubing 1 and the production string 19, and the tubular space is the interior of the tubing 1 or in the hollow insert 16. The fluid is transferred into the annulus.

Малое межтрубное пространство образовано между НКТ 1 и полой вставкой 16, например, для отвода газа, выделившегося из флюида.A small annulus is formed between the tubing 1 and the hollow insert 16, for example, to divert the gas released from the fluid.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) осуществляет гравитационное разделение флюида, работает следующим образом.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) carries out gravitational separation of the fluid, works as follows.

В эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающем 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10 и с глубинным насосом 4, и, по меньшей мере, с одним пакером 7, при этом пакер 7 устанавливают между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу.In production casing 19 of the well with productive 8 and absorbing 9 layers, tubing 1 is installed with bypass holes 10 and with a deep pump 4, and at least one packer 7, while the packer 7 is installed between the productive 8 and absorbing 9 layers. Start the submersible pump 4 in operation.

Осуществляют отбор флюида из продуктивного 8 пласта и подачу его посредством глубинного насоса 4 через трубное пространство в межтрубное пространство. Затем осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида через перепускные отверстия 10 из трубного пространства в межтрубное пространство. После чего извлекают углеводородные флюиды из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт 9.They carry out the selection of fluid from the productive 8 formation and its supply through the deep pump 4 through the pipe space into the annular space. Then, gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids is carried out by passing the fluid through the bypass holes 10 from the pipe space to the annular space. After that, hydrocarbon fluids are extracted from the well with the simultaneous utilization of formation water into the absorbing formation 9.

Например, в эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающем 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10, с глубинным насосом 4, по меньшей мере, с одним измерительным прибором 11, установленным в скважине, с одним пакером 7, установленным между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу, которым осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 через хвостовик 6 и подачу флюида в трубное пространство НКТ 1. Затем через перепускные отверстия 10 осуществляют перепуск флюида в межтрубное пространство скважины, где происходит гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды после перепуска флюида через перепускные отверстия 10. После чего посредством устьевой арматуры извлекают выделившейся углеводородный флюид из межтрубного пространства и одновременно утилизируют пластовую воду в поглощающий пласт 9.For example, in production casing 19 of a well with productive 8 and absorbing 9 layers, tubing 1 with bypass holes 10, with a downhole pump 4, with at least one measuring device 11 installed in the well, with one packer 7 installed between the productive 8 is installed and absorbing 9 layers. The downhole pump 4 is launched into operation, which selects the fluid from the reservoir 8 through the liner 6 and delivers the fluid into the tubing space 1. Then, through the bypass holes 10, the fluid is bypassed into the annulus of the well where gravity separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids after bypassing the fluid through the bypass holes 10. Then, through the wellhead fittings, the hydrocarbon fluid released from the annulus is recovered and iziruyut formation water in the absorbent layer 9.

После перепуска флюида через перепускные отверстия 10, например, перепускные отверстия 10 НКТ 1 и/или перепускные отверстия 10 муфты, в межтрубное пространство, флюид в межтрубном пространстве замедляет свое течение и гравитационно разделяется на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные под действием гравитационных сил.After passing the fluid through the bypass holes 10, for example, the bypass holes 10 of the tubing 1 and / or the bypass holes 10 of the sleeve, into the annulus, the fluid in the annulus slows down and is gravitationally separated into produced water and liquid and gaseous hydrocarbon fluids by gravitational forces .

Выделенная в процессе гравитационного разделения флюида пластовая вода опускается, как более тяжелая, в межтрубном пространстве и утилизируется в поглощающий пласт 9 принудительно или самотеком.The produced water released during the gravitational separation of the fluid is lowered, as heavier, in the annulus and utilized by force or by gravity into the absorbing formation 9.

Утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт 9 осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом 4.Disposal of produced water in the absorbing layer 9 is carried out forcibly under the pressure created by the deep pump 4.

Углеводородные флюиды, выделенные в процессе гравитационного разделения флюида, то есть частично или полностью очищенные от пластовой воды, например, в виде газированного углеводородного флюида, поднимаются по межтрубному пространству, так как они легче пластовой воды, после чего осуществляют их извлечение из скважины.Hydrocarbon fluids released during the gravitational separation of the fluid, i.e. partially or completely purified from the formation water, for example, in the form of a carbonated hydrocarbon fluid, rise through the annulus, since they are lighter than the formation water, and then they are removed from the well.

Углеводородные флюиды извлекают из трубного или межтрубного пространства скважины.Hydrocarbon fluids are extracted from the pipe or annular space of the well.

Например, из трубного пространства углеводородные флюиды извлекают вследствие их прохождения из межтрубного пространства в трубное пространство, например, через перепускные устройства 12, расположенные в НКТ 1, а из межтрубного пространства извлекают посредством устьевой арматуры.For example, hydrocarbon fluids are extracted from the pipe space due to their passage from the annular space into the pipe space, for example, through transfer devices 12 located in the tubing 1, and extracted from the annular space by means of wellhead fittings.

Под давлением, созданным глубинным насосом 4, углеводородные флюиды, например, нефть и газ, частично или полностью отделенные за счет разной плотности (удельного веса) при гравитационном разделении от пластовой воды, через фонтанную арматуру поступают на устье в нефтесборный коллектор (на фиг. не показано).Under the pressure created by the downhole pump 4, hydrocarbon fluids, for example, oil and gas, partially or completely separated due to different densities (specific gravities) during gravity separation from the formation water, flow through the fountain fittings to the oil collector at the mouth (in FIG. shown).

Дополнительно осуществляют кратковременный контроль за состоянием флюида в скважине в процессе извлечения флюида на поверхность (без закачки флюида в поглощающий пласт 9) посредством проведения прямых замеров дебита и обводнености на устье скважины при закрытом перепускном устройстве или перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями и открытой устьевой задвижке 2 или 3, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени. Например, с помощью прямого устьевого замера осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине, по меньшей мере, одним измерительным геофизическим прибором 11, например, резистивиметром, влагомером, дифференциальным манометром, плотномером, одновременно-раздельно добывая углеводородные флюиды или закачивая пластовую воду в пласт или осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 глубинным насосом 4 с его подачей в трубное пространство НКТ 1 с последующим кратковременным извлечением всего объема флюида из добываемого пласта 8 на поверхность для устьевых замеров его параметров кратковременно без закачки флюида в поглощающий пласт 9, в этом случае глубинный клапан 12 находится в состоянии «закрыто», устьевая задвижка 2 или 3 на арматуре открыта, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени.Additionally, a short-term monitoring of the state of the fluid in the well during the extraction of fluid to the surface (without injecting fluid into the absorbing layer 9) is carried out by direct measurements of flow rate and water cut at the wellhead with a closed bypass device or bypass devices 12 with overflow openings and an open wellhead valve 2 or 3, providing control of the state of the fluid in the well at predetermined intervals. For example, using direct wellhead measurement, the flow rate and water cut of a fluid in a well are measured with at least one geophysical measuring device 11, for example, a resistivity meter, a moisture meter, a differential pressure gauge, a densitometer, while simultaneously producing hydrocarbon fluids or pumping formation water into the reservoir or carry out the selection of fluid from the reservoir 8 by a deep pump 4 with its supply to the tubing space 1, followed by short-term extraction of the entire volume of fluid from the produced reservoir one hundred eight on the surface for wellhead measurements of its parameters for a short time without pumping fluid into the absorbing reservoir 9, in this case, the deep-well valve 12 is in the “closed” state, the wellhead valve 2 or 3 on the valve is open, providing control over the state of the fluid in the well at predetermined intervals time.

Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или на заданных глубинах в интервале гравитационного разделения, при этом окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводородные флюиды определяют: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются, то есть будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой - закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.Additionally, the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids, liquid and gaseous, is determined and recorded by at least one measuring device 11 located in the gravitational separation zone at a depth above the absorbing formation 9 or at specified depths in the gravitational separation interval, with the end gravitational separation of fluid into water and hydrocarbon fluids determine: according to at least one measuring device 11 with the equality of the density pumped fluid above the perforation interval with formation water density; according to the data of at least one measuring device 11 when the electrical resistivity of the injected fluid and produced water is equal; according to the data of at least one measuring device 11, when the physical properties of the produced formation water after its separation from the produced fluid are equal, that is, they will correspond to the physical properties of the absorbed - injected water; when the values of the electrical resistivity or conductivity of the injected formation water, measured by at least one measuring device 11 at specified distances above the absorbed interval, are equal; according to the same density values of the injected water measured by at least one measuring device 11 at the given distances above the absorbed interval will have the same density values of the injected formation water; according to the same physical parameters of the injected water, measured by at least one measuring device 11 at predetermined distances above the absorbed interval.

Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды, либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.For example, if it is known that the density of the absorbed liquid over the perforation interval was equal to the density of formation water, or the electrical resistivity of the injected liquid and formation water was equalized, etc.

Если неизвестны данные по параметрам очищенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные углеводородных флюидов и пластовой воды и если данные с измерительных приборов 11, например, расположенных на расстоянии 100 м, не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды в интервале расположения измерительных приборов 11 считается завершенным.If the data on the parameters of formation water purified from hydrocarbon fluids are unknown, then several measuring devices 11 are used located in the gravity separation zone at specified depths, and the data of hydrocarbon fluids and formation water are compared and if the data from the measuring devices 11, for example, located at a distance of 100 m, do not change, then the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids in the range of the location of the measuring instruments 11 is considered complete.

Наряду с этим, дополнительно после одновременно-раздельной добычи или закачки (рис.14, 15), закрыв глубинное перепускное отверстие 10, производят замер дебита и обводненности, например, на устье, без изменения режима работы глубинного насоса 4, что даст при тестовой проверке более достоверную информацию о дебите глубинного насоса 4 и обводненности флюида. При сравнении параметров эксплуатации скважины с одним режимом работы глубинного насоса 4 по отбору флюида из продуктивного пласта 8 с закачкой или без закачки можно определить, что в рабочем режиме произошло полностью или частичное гравитационное разделение флюида.Along with this, additionally after simultaneous-separate production or injection (Fig. 14, 15), having closed the deep bypass hole 10, the flow rate and water cut are measured, for example, at the mouth, without changing the operating mode of the deep pump 4, which will give during a test check more reliable information about the flow rate of the downhole pump 4 and the water cut of the fluid. When comparing the parameters of the well’s operation with one operating mode of the deep pump 4 for the selection of fluid from the reservoir 8 with or without injection, it can be determined that in the operating mode there was a complete or partial gravitational separation of the fluid.

Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, например, скважинного глубинного прибора, устьевого прибора, и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями 10, например, устьевого штуцера или глубинного регулятора расхода или давления, на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 из скважины.The mode of fluid selection from the reservoir 8 is additionally set depending on the readings of at least one measuring device 11, for example, a downhole tool, a wellhead device, and is further controlled by installing bypass devices 12 with bypass holes 10, for example, a wellhead fitting or depth flow or pressure regulator, at the entrance to the wellhead valves with valves 2 and 3 from the well.

Также задают режим отбора углеводородных флюидов или закачки пластовой воды посредством установки посадочного устройства 14 с перепускным устройством 12, например, глубинным штуцером, газлифтным клапаном или регулятором с перепускными отверстиями 10.Also set the mode of selection of hydrocarbon fluids or injection of produced water by installing a landing device 14 with a bypass device 12, for example, a deep fitting, a gas lift valve or a regulator with bypass holes 10.

Кроме того, дополнительно периодически производят замер дебита и обводненности на устье и далее переводят скважину на одновременно-раздельную кратковременную добычу без закачки с применением глубинного отсекающего устройства, например, автономно с помощью заряженного газлифтного клапана или дистанционно-управляемого клапана.In addition, flow rate and water cut are additionally periodically measured at the wellhead and then the well is transferred to simultaneously-separate short-term production without injection using a deep shut-off device, for example, autonomously using a charged gas-lift valve or a remote-controlled valve.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) содержит добывающую скважину 20, оборудованную НКТ 1 с глубинным насосом 4, нагнетательную скважину 21, оборудованную НКТ 1 заданной длины, при этом НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками 2 и 3.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) contains a production well 20 equipped with tubing 1 with a deep pump 4, an injection well 21 equipped with tubing 1 of a given length, while tubing 1 of a producing well 20 and tubing 1 of a given length injection wells 21 are interconnected by wellhead valves with valves 2 and 3.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10 и заглушкой.The tubing 1 of a given length of the injection well 21 is further provided with at least one bypass hole 10 and a plug.

НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой устьевой арматурой с задвижками 2 и 3, например, посредством коллектора труб.The tubing 1 of the producing well 20 and the tubing 1 of a given length of the injection well 21 are interconnected by wellhead fittings with valves 2 and 3, for example, by means of a pipe manifold.

Перепускное отверстие 10 выполнено с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в нижней части НКТ 1.The bypass hole 10 is made with the possibility of hydraulic connection of the tube space and the annular space, for example, in the lower part of the tubing 1.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 представляет собой участок НКТ заданной длины, при этом ее длину определяют в зависимости от объема отбора флюида.The tubing 1 of a given length of injection well 21 is a portion of tubing of a given length, and its length is determined depending on the volume of fluid withdrawal.

Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.The deep pump 4 is a ESP, UEVN, etc.

НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена муфтами или центраторами, переводниками и другими элементами оборудования подвески НКТ 1.The tubing 1 of a given length of the injection well 21 is additionally equipped with couplings or centralizers, adapters and other elements of the equipment for suspending the tubing 1.

Муфта, центратор, переводник, расположенные на НКТ 1, дополнительно снабжены, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.The coupling, centralizer, sub located on the tubing 1, are additionally equipped with at least one bypass hole 10.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, например, штуцером или регулятором расхода или давления, расположенным на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры с задвижками 2 и 3 добывающей скважины 20, разъединителем 13 и пакером 7 с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине 21.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water is additionally equipped with at least one measuring device 11, at least one bypass device 12, for example, a fitting or a flow or pressure regulator located at the entrance to the wellhead valves with valves 2 and 3 injection wells 21 or at the outlet of the wellhead valves with valves 2 and 3 of the production well 20, a disconnector 13 and a packer 7 with a bypass pipe located in the injection well 21.

Перепускное устройство 12 служит для перепуска добываемого флюида из НКТ 1 в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает между собой внутреннее пространство НКТ 1 и межтрубное пространство.The transfer device 12 serves to transfer the produced fluid from the tubing 1 to the annular space under a given pressure and hydraulically connects the inner space of the tubing 1 and the annulus.

Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускными отверстиями 10, штуцер или регулятор расхода или давления с перепускными отверстиями 10, при этом перепускное устройство 12 заряжено на заданное давление.The bypass device 12 is a valve with bypass holes 10, a fitting or flow or pressure regulator with bypass holes 10, while the bypass device 12 is charged to a predetermined pressure.

Перепускное устройство 12 дистанционно управляемо с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля, или работает в автономном режиме.The bypass device 12 is remotely controlled from the wellhead, for example, by means of hydraulic channels or an electric cable, or operates autonomously.

Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) работает следующим образом.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) works as follows.

Установку располагают в эксплуатационной колонне 19 добывающей скважины 20 с продуктивным пластом 8 и в эксплуатационной колонне 21 нагнетательной скважины 22 с поглощающем пластом 9, при этом НКТ 1 с глубинным насосом 4 устанавливают в эксплуатационную колонну 19 добывающей скважины 20, а НКТ 1 заданной длины устанавливают в эксплуатационную колонну 19 нагнетательной скважины 21.The installation is located in the production casing 19 of the production well 20 with the producing formation 8 and in the production casing 21 of the injection well 22 with the absorbing formation 9, while the tubing 1 with the downhole pump 4 is installed in the production casing 19 of the producing well 20, and the tubing 1 of a given length is installed in production casing 19 injection wells 21.

Подают питание на глубинный насос 4, например, ЭЦН, и запускают его в работу.They supply power to the deep pump 4, for example, an ESP, and start it up.

В зависимости от параметров скважин осуществляют подбор давления для режима отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 и подачу флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 в режиме заданного давления.Depending on the parameters of the wells, pressure is selected for the mode of fluid selection from the reservoir 8 of the producing well 20 and the fluid is supplied to the tubing 1 of a given length of the injection well 21 in the set pressure mode.

Отбор флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 осуществляют глубинным насосом 4 через НКТ 1 добывающей скважины 20, устьевую арматуру с задвижками 2, 3 с последующей подачей флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.The selection of fluid from the reservoir 8 of the producing well 20 is carried out by a downhole pump 4 through the tubing 1 of the producing well 20, wellhead valves with valves 2, 3, followed by the supply of fluid to the tubing 1 of a given length of the injection well 21.

В процессе подачи флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 через устьевую арматуру с задвижками 2,3 дополнительно осуществляют измерение заданных параметров, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 и их регулирование, например, путем подбора устьевых или глубинных штуцеров 12, после чего флюид с заданными параметрами поступает в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.In the process of supplying fluid to the tubing 1 of a given length of an injection well 21 through wellhead valves with valves 2,3, additionally measure specified parameters by at least one measuring device 11 and regulate them, for example, by selecting wellhead or depth fittings 12, after which the fluid with the given parameters enters the tubing 1 of a given length of the injection well 21.

Заданной длиной НКТ 1 и местоположением перепускных отверстий 10 в ней регулируют интервал гравитационного разделения. Необходим оптимальный интервал для полного или частичного гравитационного разделения пластовой воды от добываемого флюида при минимальной длине спускаемой подвески НКТ 1 и, соответственно, для снижения затрат на НКТ и утилизацию попутно добываемой пластовой воды.The specified length of the tubing 1 and the location of the bypass holes 10 in it regulate the interval of gravitational separation. An optimal interval is necessary for the full or partial gravitational separation of formation water from the produced fluid with a minimum length of the tubing drawdown suspension 1 and, accordingly, to reduce the cost of tubing and disposal of produced reservoir water.

В нагнетательной скважине 21 осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида из НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21, в межтрубное пространство нагнетательной скважины 21, например, по меньшей мере, через одно перепускное отверстие 10, расположенное в нижней части НКТ 1.In the injection well 21, gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids is performed by transferring the fluid from the tubing 1 of a given length of the injection well 21 to the annulus of the injection well 21, for example, through at least one bypass hole 10 located in the lower part of the tubing one.

Пластовая вода по межтрубному пространству самотеком или принудительно поступает в поглощающий пласт 9 нагнетательной скважины 21, а углеводородные флюиды поднимаются и их отбирают из межтрубного пространства нагнетательной скважины 21 посредством устьевой арматуры с задвижками 2, 3 с последующей подачей потребителю.Produced water through the annular space by gravity or forcibly enters the absorbing layer 9 of the injection well 21, and hydrocarbon fluids rise and are removed from the annular space of the injection well 21 by means of wellhead valves with valves 2, 3, followed by supply to the consumer.

Например, отбор углеводородных флюидов из нагнетательной скважины 21 осуществляют при превышении скорости всплытия углеводородных флюидов над скоростью поглощаемой пластом 9 пластовой воды, определяя это превышение, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11.For example, the selection of hydrocarbon fluids from an injection well 21 is carried out when the rise rate of hydrocarbon fluids exceeds the rate of formation water absorbed by the formation 9, determining this excess by at least one measuring device 11.

Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, например, скважинным глубинным прибором, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или заданных глубинах в интервале гравитационного разделения: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 4, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются и будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой-закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.Additionally, the end of gravitational separation of fluid into produced water and liquid and gaseous hydrocarbon fluids is determined and recorded by at least one measuring device 11, for example, a downhole depth device located in the zone of gravity separation at a depth above the absorption layer 9 or at specified depths in the range of gravity separation: according to at least one measuring device 11 when the density of the injected fluid is equal over the perforation interval with the density of the reservoir water; according to the data of at least one measuring device 11 when the electrical resistivity of the injected fluid and produced water is equal; according to at least one measuring device 4, when the physical properties of the produced formation water after its separation from the produced fluid are equal and will correspond to the physical properties of the absorbed-injected water; when the values of the electrical resistivity or conductivity of the injected formation water, measured by at least one measuring device 11 at specified distances above the absorbed interval, are equal; according to the same density values of injected water, measured by at least one measuring device 11, at given distances above the absorbed interval will have the same density values of injected formation water; according to the same physical parameters of the injected water, measured by at least one measuring device 11 at predetermined distances above the absorbed interval.

Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды, либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.For example, if it is known that the density of the absorbed liquid over the perforation interval was equal to the density of formation water, or the electrical resistivity of the injected liquid and formation water was equalized, etc.

Однако, если неизвестны данные по параметрам очищенной отделенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько глубинных измерительных приборов 11 расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные. Если данные, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11, например, расположенного на расстоянии 100 м, в интервале расположения, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводороды считается завершенным.However, if the data on the parameters of the cleaned formation water separated from hydrocarbon fluids are unknown, then several depth measuring instruments 11 located in the zone of gravity separation at specified depths are used, and the data is compared. If the data from at least one measuring device 11, for example, located at a distance of 100 m, does not change in the range of location of at least one measuring device 11, then the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbons is considered complete.

Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11 и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления, в устьевой арматуре скважины.The mode of fluid selection from the reservoir 8 of the producing well 20 is additionally set depending on the readings from at least one measuring device 11 and is further controlled by installing bypass devices 12, for example, a nozzle or flow or pressure regulator, in the wellhead reinforcement.

Посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления с перепускными отверстиями 10, в устьевой арматуре скважины дополнительно задают режим отбора, например, углеводородного флюида, флюида, например:By installing bypass devices 12, for example, a fitting or a flow or pressure regulator with bypass holes 10, in the wellhead fittings of the well, a selection mode, for example, a hydrocarbon fluid, a fluid, is additionally set, for example:

режим отбора флюида из НКТ 1 добывающей скважины 20 регулируют установкой перепускных устройств 12 в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины 20, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств 12 в устьевой арматуре нагнетательной скважины 21.the mode of fluid selection from the tubing 1 of the producing well 20 is controlled by the installation of bypass devices 12 in the form of a fitting or regulator at the entrance to the wellhead reinforcement of the injection well 21 or at the outlet of the wellhead reinforcement of the producing well 20; injection well 21.

Режим отбора флюида или закачки пластовой воды дополнительно задают посредством установки посадочного элемента 14 с перепускным устройством 12, например, глубинным штуцером или регулятором с перепускными отверстиями 10.The mode of fluid selection or injection of produced water is additionally set by installing a planting element 14 with a bypass device 12, for example, a deep fitting or a regulator with bypass holes 10.

Примеры конкретного выполнения по варианту 1 приведены на рис.1-16: на фиг.1 приведен пример с перепуском добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.2 приведен пример с перепускным клапаном, с заряженным на заданное давление для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом самотеком, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.3 приведен пример с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.4-5 приведен пример для периодического отсечения в межтрубное пространство добываемого флюида, от нижнего пласта, для проведения прямого замера параметров добываемого флюида, на фиг.6 приведен пример для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.7-8 приведен пример для периодического проведения прямого замера параметров добываемого с нижнего пласта флюида и перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.9 приведен пример, где добычу осуществляют с нижнего пласта, а перепуск добываемого флюида происходит в межтрубное пространство, и где происходит гравитационное разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.10 приведен пример, где газ из под пакера отводят по малому межтрубному пространству, образованному между полой вставкой и НКТ, а добычу флюида осуществляют с нижнего пласта, при этом перепуск добываемого флюида в межтрубное пространство, обеспечивает разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.11 приведен пример, где добычу флюида осуществляют с нижнего пласта посредством механического внутрискважинного клапана с последующим перепуском в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ за счет перепуска через регулятор с перепускным отверстием, установленный в скважинной камере над механическим клапаном и под верхним пакером, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.12-13 приведены примеры проведения одновременно-раздельной добычи-закачки (ОРДЗ) и периодически осуществления прямого замера на устье при переводе гидравлического дистанционно-управляемого регулятора (ГДУР), например, с сильфонным клапаном в положение «закрыто». Третий верхний пакер предназначен для отсечения арматуры с кабельным вводом от высокого давления, создаваемого УЭЦН с высоким напором для проведения закачки под высоким давлением, где поглощаемый пласт «тугой» и слабо принимает пластовую воду; на фиг.14-15 приведены примеры проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто». УЭЦН со стандартным напором для скважин, где поглощаемый пласт будет поглощать на давлениях не выше давления опрессовки кабельного ввода или эксплуатационной колонны, на фиг.16 приведена схема размещения скважинного оборудования с дополнительными вариантами использования вставок, необходимых для проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто».Examples of a specific implementation according to option 1 are shown in Figs. 1–16: Fig. 1 shows an example with the transfer of produced fluid into the annulus, where it is separated into produced water disposed of by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; figure 2 shows an example with a bypass valve, charged to a predetermined pressure to transfer the produced fluid into the annulus, where it is separated into produced water utilized by the absorbing reservoir by gravity, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; figure 3 shows an example with a bypass remote control from the mouth of the regulator for transferring the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water disposed of by the absorbing layer, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; Figures 4-5 show an example for periodically cutting off the produced fluid from the lower formation into the annulus, for direct measurement of the parameters of the produced fluid, Fig. 6 shows an example for transferring the produced fluid into the annulus, where it is separated into formation water the reservoir utilized by the absorbing formation and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; 7-8 shows an example for periodic direct measurement of the parameters of the fluid produced from the lower formation and transfer of the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water disposed of by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the annulus; figure 9 shows an example where production is carried out from the lower reservoir, and the produced fluid is transferred into the annulus, and where it is gravitationally separated into produced water utilized by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the tubing, which allows higher pressure for pumping water into poorly absorbed formations; figure 10 shows an example where gas from under the packer is diverted through a small annular space formed between the hollow insert and tubing, and the fluid is produced from the lower reservoir, while the produced fluid is transferred to the annular space, it is separated into produced water that is utilized absorbing formation, and hydrocarbon fluids extracted from tubing, which allows you to create higher pressures for pumping water into poorly absorbed formations; figure 11 shows an example where the production of fluid is carried out from the lower reservoir by means of a mechanical downhole valve with subsequent transfer to the annular space, where it is separated into produced water utilized by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the tubing by passing through the regulator with the bypass a hole installed in the borehole chamber above the mechanical valve and under the upper packer, which allows higher pressures to be injected into poorly absorbed formations; Figures 12-13 show examples of simultaneous-separate production-injection (ORDZ) and periodically direct measurement at the mouth when transferring a hydraulic remote-controlled controller (GDUR), for example, with a bellows valve to the "closed" position. The third upper packer is designed to cut off reinforcement with a cable entry from high pressure created by a high-pressure ESP for high-pressure injection, where the absorbed formation is “tight” and weakly accepts formation water; on Fig-15 shows examples of direct measurement at the mouth when translating GDUR with a bellows valve in the "closed" position. ESP with a standard head for wells where the absorbed formation will absorb at pressures not higher than the pressure of the cable entry or production casing, Fig. 16 shows the layout of the downhole equipment with additional options for using the inserts necessary for direct measurement at the wellhead when transferring the well with bellows valve to the closed position.

Примеры конкретного выполнения по варианту 2 приведены на фиг.17-18: на фиг.17 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.18 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство с пакером в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые по дополнительной трубке из межтрубного пространства. Пакер с перепускной трубкой позволяет отсекать-изолировать арматуру и верх колонны от воздействия высокого давления.Examples of a specific implementation according to option 2 are shown in FIGS. 17-18: in FIG. 17, for transferring the produced fluid to the annulus in the injection well, where it is separated into produced water utilized by the absorbing formation and hydrocarbon fluids produced from the annulus ; on Fig - to transfer the produced fluid into the annulus with a packer in the injection well, where it is divided into produced water disposed of by the absorbing layer and hydrocarbon fluids produced through an additional tube from the annulus. The packer with a bypass pipe allows you to cut-insulate the fittings and top of the column from high pressure.

Предлагаемые технические решения позволяют утилизировать скважинную жидкость и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно в скважине, при этом упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, и как следствие, уменьшить затраты на отделение и перекачку попутной пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды, позволяют дополнительно осуществить прямые замеры в процессе добычи углеводородных флюидов.The proposed technical solutions allow to utilize well fluid and produce oil in the form of anhydrous or low-water hydrocarbon fluids, partially or completely separated from the produced water directly in the well, while simplifying the process of oil production in the form of hydrocarbon fluids due to downhole cleaning of the fluid from the produced water, without changing the wellhead piping, and as a result, reduce the cost of separation and pumping of produced formation water, as well as anti-corrosion and anti-corrosion vosolevye events in the system for collecting and disposal of produced formation water, allow to further make direct measurements during the production of hydrocarbon fluids.

Claims (17)

1. Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды, включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками.1. Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water, including a well with productive and absorbing formations, tubing, at least one packer installed between the productive and absorbing formations, bypass openings made with the possibility of hydraulic connection between the pipe and annular spaces, submersible pump, wellhead valves with gate valves. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором.2. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one measuring device. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным устройством.3. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one bypass device. 4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перепускные отверстия выполнены в НКТ.4. Installation according to claim 1, characterized in that the bypass holes are made in the tubing. 5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разъединителем.5. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a disconnector. 6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним посадочным устройством.6. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one landing device. 7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом.7. Installation according to claim 1, characterized in that it is further provided with a hollow insert with at least one sealing unit. 8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием.8. Installation according to claim 1, characterized in that it is further provided with at least one through hole. 9. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной.9. Installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with at least one insert in the form of a jumper located in the tubing and made prefabricated or monolithic. 10. Установка по п.9, отличающаяся тем, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием.10. Installation according to claim 9, characterized in that the insert is further provided with at least one through hole. 11. Установка по п.9, отличающаяся тем, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.11. Installation according to claim 9, characterized in that the insert is further provided with at least one bypass hole. 12. Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды, включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками.12. Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water, including a production well equipped with tubing with a deep pump, an injection well equipped with tubing of a given length, wellhead valves with valves, while the tubing of the producing well and tubing of a given length of the injection well are connected between by means of wellhead valves with gate valves. 13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием и заглушкой.13. Installation according to claim 12, characterized in that the tubing of a given length of the injection well is additionally equipped with at least one bypass hole and a plug. 14. Установка по п.12, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором.14. Installation according to item 12, characterized in that it is additionally equipped with at least one measuring device. 15. Установка по п.12, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины.15. Installation according to item 12, characterized in that it is additionally equipped with bypass devices, which are located in the wellhead valves of the injection well or production well. 16. Установка по п.12, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.16. Installation according to claim 12, characterized in that it is further provided with a packer with a bypass pipe located in the injection well. 17. Установка по п.12, отличающаяся тем, что НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена муфтами с перепускными отверстиями.
Figure 00000001
17. Installation according to claim 12, characterized in that the tubing of a given length of the injection well is additionally equipped with couplings with bypass holes.
Figure 00000001
RU2012142329/03U 2012-10-04 2012-10-04 INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS) RU125622U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012142329/03U RU125622U1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012142329/03U RU125622U1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU125622U1 true RU125622U1 (en) 2013-03-10

Family

ID=49124680

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012142329/03U RU125622U1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU125622U1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2713009C2 (en) * 2015-07-23 2020-02-03 Дженерал Электрик Компани System and method of recycling associated water from wells of cluster pad
RU2714163C1 (en) * 2015-07-23 2020-02-12 НекстСтрим Ималсифайер Инхансер, ЭлЭлСи Device with closed circuit for extraction of hydrocarbons and method of functioning

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2713009C2 (en) * 2015-07-23 2020-02-03 Дженерал Электрик Компани System and method of recycling associated water from wells of cluster pad
RU2714163C1 (en) * 2015-07-23 2020-02-12 НекстСтрим Ималсифайер Инхансер, ЭлЭлСи Device with closed circuit for extraction of hydrocarbons and method of functioning

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20210079773A1 (en) Well injection and production method and system
RU2562641C2 (en) Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2495235C1 (en) Method and device for controlled pumping down to formations
CN102828736A (en) Real-time adjustable and controllable hanging type underground oil and water separating system
CN104533356B (en) The method and oil production by layer method of a kind of two-layer automatic control oil production by layer
CN101581215B (en) Collector capable of automatically controlling gas separation for measuring production profile of oil well
US10746007B2 (en) System, installation and network for recovery of gas trapped by fluid and particulate matter in a gas or oil well
RU2334867C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2398100C2 (en) Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions)
RU2594235C2 (en) Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
CN104948149B (en) A kind of multimedium dispensing system suitable in mining site complexity oil reservoir
RU2449114C1 (en) Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU125622U1 (en) INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS)
RU2534688C2 (en) Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions)
CN201620768U (en) Self-spraying and lifting interactive column
CN205297469U (en) Device is flowed in oil jacket management and control
RU2576729C1 (en) Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions)
RU2636842C1 (en) Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations
RU2440488C2 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone wells and device for its implementation
RU2539486C1 (en) Method for oil development with horizontal wells
RU2540720C1 (en) Development of oil seam by horizontal well extensions
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU131074U1 (en) EQUIPMENT FOR EXPLOITATION AND RESEARCH OF MULTILAYER WELL

Legal Events

Date Code Title Description
MM9K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20171005