RU2328590C1 - Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants - Google Patents

Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants Download PDF

Info

Publication number
RU2328590C1
RU2328590C1 RU2006137251/03A RU2006137251A RU2328590C1 RU 2328590 C1 RU2328590 C1 RU 2328590C1 RU 2006137251/03 A RU2006137251/03 A RU 2006137251/03A RU 2006137251 A RU2006137251 A RU 2006137251A RU 2328590 C1 RU2328590 C1 RU 2328590C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
larger
pipe string
objects
well
columns
Prior art date
Application number
RU2006137251/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2006137251A (en
Inventor
Махир Зафар Оглы Шарифов (RU)
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов (RU)
Василий Александрович Леонов
Олег Марсович Гарипов (RU)
Олег Марсович Гарипов
Виктор Викторович Сорокин (RU)
Виктор Викторович Сорокин
Хубали Фатали оглы Азизов (RU)
Хубали Фатали оглы Азизов
Алексей Николаевич Соколов (RU)
Алексей Николаевич Соколов
Надежда Рашитовна Кривова (RU)
Надежда Рашитовна Кривова
Павел Петрович Воронин (RU)
Павел Петрович Воронин
Вадим Эльдарович Мамедов (RU)
Вадим Эльдарович Мамедов
Михаил Васильевич Мокрый (RU)
Михаил Васильевич Мокрый
Заур Дадаш оглы Дадашов (RU)
Заур Дадаш Оглы Дадашов
Original Assignee
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
ООО НТП "Нефтегазтехника"
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 Махир Зафар оглы Шарифов, Василий Александрович Леонов, ООО НТП "Нефтегазтехника" filed Critical Махир Зафар оглы Шарифов
Priority to RU2006137251/03A priority Critical patent/RU2328590C1/en
Publication of RU2006137251A publication Critical patent/RU2006137251A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2328590C1 publication Critical patent/RU2328590C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: process involves consequential downtake of two pipe strings of larger and smaller diameter, placed one into another, into injection, flowing, pumping or gaslift well. Pipe string of larger diameter is equipped with at least one packer and one bypass group or element for streaming working medium of fluid extracted. At least two targets of one well are operated at the same time. According to the invention, sealed feedthrough cavities of the pipe strings of larger and smaller diameter are dissociated at the depth higher or deeper of the upper target, so that the media were transported by the pipes separately. One cavity is connected hydraulically to the effective drainage area of the upper target by the bypass group or element, and another cavity is connected to the effective drainage area of the lower target. At that, the bypass group or element has either axial landing channel or landing joint at the bottom. Pipe string of smaller diameter features dissociating element, which is installed either in axial landing channel of the bypass group or in the landing joint below the bypass element. Two device variants are offered for implementation of the process.
EFFECT: higher technology efficiency and reliability by dual maintenance.
26 cl, 15 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата, газогидрата, смеси) и поддержания пластового давления (ППД) на многопластовых месторождениях и может быть использовано при раздельной (одновременной, периодической или поочередной) эксплуатации (РЭ), по меньшей мере, двух объектов (пласта, пропластка, залежи углеводородов, участка интервала перфорации, негерметичного участка ствола скважины, участка ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом, интервала с забуркой бокового ствола) одной фонтанной, газлифтной, насосной или нагнетательной скважины. В частности, изобретение может быть применено: при раздельной добыче (РД) углеводородов из объектов одной добывающей скважины; при раздельной закачке (РЗ) рабочего агента (воды, жидкости, газа, пены, пара, эмульсии, смеси для ППД, а также при избытке воды или газа - для их утилизации и пр.) в объекты одной нагнетательной скважины; при внутрискважинной газлифтной добыче; при внутрискважинной закачке пластовой среды из одного объекта в другой; при комбинированном способе - «закачка и добыча» (ЗД) в одной скважине с добывающим (например, нефтяным, газовым, газоконденсатным, газогидратным, нефтяным и газовым и пр.) и нагнетательным (например, водяным, газовым или водяным и газовым) объектами; при эксплуатации насосной скважины с негерметичным стволом; при раздельном исследовании пластов одной скважины; при периодической закачке рабочего агента (например, пара, теплой нефти, ПАВ и пр.) в пласт или пласты, а затем периодического отбора флюида из него или из них; при постоянной или временной эксплуатации, исследовании и герметичном разобщении верхнего объекта (например, отработанного или консервированного пласта, или же негерметичного участка ствола) скважины; при добыче флюида из объекта скважины с одновременной или периодической закачкой рабочего агента (например, ингибитора, промывочной жидкости, газа и пр.) в подпакерное пространство.The invention relates to the field of hydrocarbon production (oil, gas, gas condensate, gas hydrate, mixtures) and reservoir pressure maintenance (RPM) in multilayer fields and can be used for separate (simultaneous, periodic or alternate) operation (RE) of at least two objects (reservoir, interlayers, hydrocarbon deposits, section of the perforation interval, leaky section of the wellbore, section of the wellbore with accumulated free formation gas, interval with sidetracking) one fountain gas, gas, pump or injection wells. In particular, the invention can be applied: for separate production (RD) of hydrocarbons from objects of one production well; with separate injection (RE) of a working agent (water, liquid, gas, foam, steam, emulsion, a mixture for PPD, as well as with an excess of water or gas for their disposal, etc.) into the objects of one injection well; with downhole gas lift production; during downhole injection of the reservoir medium from one object to another; with the combined method - “injection and production” (ZD) in one well with producing (for example, oil, gas, gas condensate, gas hydrate, oil and gas, etc.) and injection (for example, water, gas or water and gas) objects; when operating a pumping well with an unpressurized bore; a separate study of the layers of one well; with the periodic injection of a working agent (for example, steam, warm oil, surfactants, etc.) into the formation or formations, and then periodic selection of fluid from or from it; during permanent or temporary operation, research and tight separation of the upper object (for example, a spent or canned formation, or an unsealed section of the wellbore); when producing fluid from a well object with simultaneous or periodic injection of a working agent (for example, an inhibitor, flushing fluid, gas, etc.) into the under-packer space.

Известен способ Шарифова для одновременно раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной (патент РФ на изобретение № 2253009, Е21В 43/14, 27.05.2005 Бюл. № 15), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, ниже и выше которого спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента, соответственно, в нижний и верхний пласты.The well-known method of Sharifov for simultaneous separate and alternate operation of several layers of one injection well (RF patent for the invention No. 2253009, ЕВВ 43/14, 05/27/2005 Bull. No. 15), including the descent into the well of at least one pipe string with a constant or with a variable diameter without or with a plugged end, with at least one packer of hydraulic and / or mechanical action, lowered below the upper layer, without or with a column disconnector, lower and higher of which at least one landing unit is lowered in the form downhole chamber or nipple with a removable valve for supplying through them a working agent, respectively, in the lower and upper layers.

Известен способ одновременно раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации (патент РФ на изобретение № 2211311, Е21В 43/14, 27.08.2003 Бюл. № 24), включающий спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, а так же освоение и эксплуатацию объектов, при этом установка оснащена секциями, расположенными над и/или под пакером с техническими параметрами, причем каждая секция включает в себя, по меньшей мере, одну скважинную камеру и/или один ниппель с размещенным в них клапаном, регулирующим поток, при этом, по крайней мере, один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб и/или телескопическим соединением.The known method for simultaneously separate development of several production facilities and a well installation for its implementation (RF patent for the invention No. 2211311, ЕВВ 43/14, 08/27/2003 Bull. No. 24), including the descent on the pipe string of the well installation, consisting of several sections, separated the packer, as well as the development and operation of objects, while the installation is equipped with sections located above and / or below the packer with technical parameters, each section comprising at least one downhole chamber and / or one nipple with a displacements therein a valve regulating flow, with at least one or more packers equipped disconnector top of the pipe string and / or telescopic connection.

Известна скважинная установка для одновременно раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной (патент РФ на изобретение № 2262586, Е21В 43/12, 34/06, 20.10.2005 Бюл. № 29), включающая спущенные и установленные в скважину одну или несколько колонн труб, по крайней мере, одна колонна труб оснащена, по меньшей мере, двумя устройствами - пакером и разъединителем, при этом установка имеет возможность после спуска и посадки в скважине, по меньшей мере, одного пакера, разъединения от него колонны труб и извлечения из скважины, затем спуска и установки в скважину колонны труб большего или меньшего, или равного диаметра, без или с одним, или несколькими из устройств - пакером, разъединителем, телескопическим соединением и насосом, причем колонна труб спущена или непосредственно в скважину, или же в колонну труб большего диаметра и не соединена или соединена герметично, но не жестко, через разъединитель с соответствующим посаженным пакером, при этом башмак колонны труб ниже пакера, установленного над или под нижним пластом, гидравлически разобщен или соединен с забоем скважины.A well-known well installation for simultaneous separate and alternate operation of several layers in one well (RF patent for the invention No. 2262586, ЕВВ 43/12, 34/06, 10/20/2005 Bull. No. 29), including one or more pipe columns lowered and installed in the well at least one pipe string is equipped with at least two devices - a packer and a disconnector, the installation being able to, after lowering and landing at least one packer in the well, disconnecting the pipe string from it and removing it from the well, then the trigger and installation into the well of a string of pipes of larger or smaller, or equal diameter, without or with one or more of the devices - a packer, disconnector, telescopic connection and pump, and the string of pipes is lowered either directly into the well, or into a string of pipes of larger diameter and is not connected or connected hermetically, but not rigidly, through a disconnector with a suitable packer, while the shoe of the pipe string below the packer installed above or below the lower layer is hydraulically disconnected or connected to the bottom of the well s.

Недостатком известных решений является то, что они конструктивно сложны, менее надежны и менее оперативны по измерению, учету и регулированию технологических параметров каждого пласта при эксплуатации и исследовании добывающей или нагнетательной скважины.A disadvantage of the known solutions is that they are structurally complex, less reliable and less efficient in measuring, accounting and adjusting the technological parameters of each formation during operation and research of a producing or injection well.

Целью изобретения является повышение эффективности технологии и надежности установки при раздельной эксплуатации, по меньшей мере, двух объектов одной нагнетательной или добывающей скважины.The aim of the invention is to increase the efficiency of the technology and the reliability of the installation for separate operation of at least two objects of the same injection or production wells.

Эффективность технологии и надежность установки РЭ добывающих или нагнетательных скважин в основном достигается за счет возможности:The effectiveness of the technology and the reliability of the installation of RE for producing or injection wells are mainly achieved due to the possibility of:

1) применения технологии и установки для нагнетательных (РЗ) или добывающих (РД) пластов скважины;1) application of technology and installation for injection (RE) or production (RD) well strata;

2) применения технологии и установки ЗД для одного нагнетательного и одного добывающего пластов скважины;2) the application of the technology and the installation of ZD for one injection and one producing formation of the well;

3) применения технологии и установки РД для скважины с УЭЦН, УШГН, СА (струйным аппаратом) и пр.;3) application of the technology and the RD installation for a well with ESP, USHGN, SA (inkjet apparatus), etc .;

4) применения установки для ЗД, где сначала (поочередно, периодически) закачивается рабочий агент (например, пар, теплая нефть, ПАВ и пр.), по меньшей мере, в один из двух объектов скважины, а затем временно отбирается из него флюид;4) the use of the installation for a wellhead, where first (alternately, periodically) a working agent is pumped (for example, steam, warm oil, surfactants, etc.) into at least one of the two objects of the well, and then the fluid is temporarily taken from it;

5) применения технологии и установки РЭ для одновременного или поочередного (последовательного, периодического) исследования пластов одной скважины;5) application of the technology and installation of RE for simultaneous or sequential (sequential, periodic) study of the layers of one well;

6) применения технологии и установки РД для эксплуатации насосной скважины с негерметичным стволом, где пластовая жидкость и газ направляются к устью по отдельному каналу труб;6) the application of the technology and the RD installation for the operation of a pumping well with an unpressurized well, where formation fluid and gas are directed to the wellhead through a separate pipe channel;

7) применения технологии и установки ЗД для добычи флюида из объекта скважины с одновременной или периодической закачкой рабочего агента (например, ингибитора, промывочной жидкости, газа и пр.) в подпакерное пространство;7) the application of the technology and the ZD installation for the production of fluid from the well object with the simultaneous or periodic injection of a working agent (for example, an inhibitor, flushing fluid, gas, etc.) into the under-packer space;

8) применения технологии и установки РЭ для постоянной или временной эксплуатации, исследования и герметичного разобщения одного объекта (например, отработанного или консервированного пласта, или же негерметичного участка ствола) скважины;8) application of the technology and installation of RE for permanent or temporary operation, research and tight separation of one object (for example, a spent or canned formation, or an unpressurized section of the wellbore);

9) разукрупнения объектов разработки путем разделения пластов на отдельные пропластки (в зависимости от их проницаемости) в одной скважине с установкой РЭ;9) the disaggregation of development facilities by dividing the layers into separate layers (depending on their permeability) in one well with a RE installation;

10) добычи и направления флюидов пластов к устью по отдельному каналу труб, чтобы оперативно измерять и вести учет по параметрам (дебит, обводненность, газовый фактор и др.) и регулировать режим работы для каждого пласта при эксплуатации и исследовании фонтанных, газлифтных (непрерывных или периодических) скважин с установкой РД;10) production and direction of formation fluids to the mouth through a separate pipe channel in order to quickly measure and keep records of parameters (flow rate, water cut, gas factor, etc.) and to regulate the operation mode for each formation during operation and research of fountain, gas lift (continuous or periodic) wells with the installation of taxiway;

11) оперативной установки и регулирования расхода среды на устье для каждого пласта нагнетательной скважины при РЗ путем подбора соответствующего для пластов устьевого штуцера или регулятора расхода среды;11) the operational installation and regulation of the flow rate of the medium at the wellhead for each formation of the injection well during RE by selecting a wellhead fitting or flow rate regulator suitable for the formation;

12) регулирования проектного забойного давления, по меньшей мере, для одного из пластов при эксплуатации одной фонтанной, газлифтной или насосной скважины с установкой РД за счет использования забойного клапана в виде регулятора, клапана или штуцера для пластового флюида;12) regulation of the design bottomhole pressure for at least one of the strata during the operation of one fountain, gas lift or pumping well with the installation of the taxiway due to the use of the bottomhole valve in the form of a regulator, valve or fitting for formation fluid;

13) одновременной закачки по различным колоннам труб в несколько пластов нагнетательной скважины (с установкой РЗ) рабочих агентов с различными физико-химическими и термобарическими свойствами;13) simultaneous injection through various pipe columns into several layers of the injection well (with the installation of RE) working agents with different physico-chemical and thermobaric properties;

14) снижения капитальных вложений на бурение новых скважин и ускоренного освоения многопластовых месторождении ограниченным количеством скважин с помощью установки РЭ;14) reduction of capital investments for drilling new wells and accelerated development of multilayer fields by a limited number of wells using the RE unit;

15) оптимизации профиля притока или приемистости с помощью установки РЭ путем создания дифференцированной депрессии на пропластки или пласты с разной проницаемостью;15) optimization of the inflow or injectivity profile using the RE installation by creating a differentiated depression on interlayers or formations with different permeability;

16) повышения нефтеотдачи с помощью установки РЭ за счет продления рентабельной эксплуатации малорентабельных (низкодебитных, высокообводненных) пластов и за счет оптимизации процесса вытеснения нефти рабочей средой в неоднородных пластах;16) enhanced oil recovery through the installation of REs by extending the cost-effective operation of low-profitable (low-rate, high-flooded) formations and by optimizing the process of oil displacement by the working medium in heterogeneous formations;

17) использования технологии и установки РЗ для внутрискважинной закачки для ППД или же для внутрискважинного газлифта путем подачи газа или пластового флюида с высоким газовым фактором из одного пласта в колонну труб скважины для добычи пластового флюида из другого пласта;17) the use of technology and installation of RE for downhole injection for RPM or for downhole gas lift by supplying gas or reservoir fluid with a high gas factor from one reservoir to the pipe string of the well to produce reservoir fluid from another reservoir;

18) использования технологии и установки РЗ для водогазового воздействия на пласт;18) the use of technology and installation of RE for water-gas impact on the reservoir;

19) использования технологии и установки РЭ для добычи высоковязкой нефти путем направления потока вниз и нагревания его за счет температур нижерасположенных горных пород, уменьшения потерь температур в подъемнике, снижения вязкости нефти за счет гидротранспорта (отбора менее вязкой продукции из нижерасположенного пласта) и разрушения ее структуры, а также для добычи высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя (пара, горячей воды) через одну колонну и отбора высоковязкой нефти периодически или непрерывно через эту же или через другую колонну труб;19) the use of the technology and installation of RE for the production of highly viscous oil by directing the flow down and heating it due to the temperatures of the lower rocks, reducing the temperature loss in the elevator, lowering the viscosity of the oil due to hydraulic transport (selection of less viscous products from the lower layer) and the destruction of its structure as well as for the extraction of high-viscosity oil by pumping coolant (steam, hot water) through one column and the selection of high-viscosity oil periodically or continuously through the same or through a friend a tubing string;

20) использования технологии и установки РЭ для нестационарного воздействия на пласты как за счет изменения режима закачки рабочего агента, так и за счет изменения режимов отбора пластовых флюидов;20) the use of technology and installation of RE for unsteady impact on the reservoirs both by changing the injection mode of the working agent, and by changing the modes of selection of reservoir fluids;

21) использования технологии и установки РЭ для создания проницаемых экранов в пласте между разрабатываемым объектом (нефтяным) и газовой шапкой или подошвенной водой путем непрерывной или периодической закачки через колонны труб рабочей среды - воды, водонефтяной эмульсии, химреагентов, тампонажного раствора и пр.21) using the technology and the RE installation to create permeable screens in the reservoir between the object being developed (oil) and the gas cap or plantar water by continuously or periodically pumping the working medium through the pipe columns - water, oil-water emulsion, chemicals, grout, etc.

22) использования технологии и установки РЭ для эксплуатации горизонтальной или разветвленной скважины, или скважины с забуренным боковым стволом или стволами;22) the use of technology and installation of RE for the operation of a horizontal or branched well, or a well with a drilled sidetrack or trunks;

23) использования технологии и установки РЭ для углубления точки инжекции рабочего агента ниже пласта при газлифтной или струйной эксплуатации, а также для внутрискважинной сепарации и утилизации воды в один из пластов при добыче высокообводненной продукции из другого пласта;23) the use of technology and installation of RE to deepen the injection point of the working agent below the reservoir during gas lift or jet operation, as well as for downhole separation and disposal of water in one of the reservoirs when extracting highly watered products from another reservoir;

24) использования технологии и установки РЭ для гидроразрыва (поинтервального, селективного, направленного, точечного) отдельных пластов и пропластков, а также для совместной эксплуатации разных добывающих пластов (газового, нефтяного и пр.) одной скважины;24) the use of technology and installation of RE for hydraulic fracturing (interval, selective, directional, point) of individual layers and interlayers, as well as for the joint operation of different producing layers (gas, oil, etc.) of one well;

25) использования технологии и установки РЭ при разработке месторождений газогидратов для закачки теплоносителя (пара, горячей воды) через одну колонну, а через другую колонну труб отбора углеводородного газа в непрерывном режиме или отбора в периодическом режиме.25) the use of technology and installation of RE in the development of gas hydrate deposits for pumping coolant (steam, hot water) through one column, and through another column of hydrocarbon gas extraction pipes in a continuous mode or in a periodic mode.

Положительный эффект и технический результат от использования изобретения, в основном, достигается за счет: повышения эффективности, надежности и функциональности установки РД, РЗ и ЗД; внутрискважинной закачки; раздельного исследования и регулирования параметров продуктивных пластов; сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин для полного освоения извлекаемых запасов; повышения добычи продукции за счет целенаправленного регулирования, оптимизации и стабилизации работы скважины; целенаправленного регулирования расхода рабочей среды; сокращения затрат и времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования.The positive effect and technical result from the use of the invention is mainly achieved by: increasing the efficiency, reliability and functionality of the RD, RP and ZD installation; downhole injection; separate research and regulation of parameters of productive formations; reduction of capital costs for drilling additional wells for the full development of recoverable reserves; increase production by targeted regulation, optimization and stabilization of the well; purposeful regulation of the flow of the working environment; reduction of costs and time for repair work at the well; increase the life of the well and underground equipment.

Способ раздельной эксплуатации включает в себя спуск последовательно в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину двух колонн труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другую концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером и одним перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида, и эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины. При этом цель изобретения, с технологической точки зрения, достигается тем, что разобщают герметично проходные полости колонны труб меньшего и большего диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта для раздельного движения по ним сред, и гидравлически связывают одну из полостей с призабойной зоной верхнего объекта через перепускной узел или элемент, а другую - с призабойной зоной нижнего объекта, при этом перепускной узел или элемент либо выполняют с осевым посадочным каналом, либо снизу снабжают посадочным узлом, а колонну труб меньшего диаметра оснащают разобщающим элементом, который спускают и устанавливают или в осевой посадочный канал перепускного узла, или же в посадочный узел ниже перепускного элемента.The separate operation method includes sequentially lowering two columns of pipes of larger and smaller diameters arranged concentrically into one or another pumping or gas lift well, the column of pipes of larger diameter being equipped with at least one packer and one bypass unit or an element for the flow of a medium - a working agent or produced fluid, and the operation of at least two objects of one well. Moreover, the objective of the invention, from a technological point of view, is achieved by the fact that the cavity of the pipe string of smaller and larger diameter is disconnected hermetically between each other at a depth or lower or higher than the upper object for separate movement of media on them, and hydraulically connect one of the cavities to the bottomhole the zone of the upper object through the bypass node or element, and the other with the bottomhole zone of the lower object, while the bypass node or element is either performed with an axial landing channel, or provided with a landing node from the bottom, and Olona smaller diameter pipe equipped with a release element which is lowered and is set or in the axial overflow channel boarding assembly, or in the planting assembly below the crossover element.

Для реализации способа, в частном случае, дополнительно выполняют также одну или несколько из следующих технологических операций:To implement the method, in the particular case, additionally perform one or more of the following technological operations:

- нижний и верхний объекты скважины используют в качестве нагнетательных, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектные расходы рабочего агента закачивают с устья скважины, соответственно, в нижний объект через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а в верхний объект - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, причем над верхним объектом устанавливают дополнительный пакер;- the lower and upper objects of the well are used as injection, and the column of pipes of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, while the project costs of the working agent are pumped from the wellhead, respectively, into the lower object through the passage cavity formed between the columns of pipes of larger and smaller diameters, and into the upper object through the passageway of the pipe string of smaller diameters, and an additional packer is installed above the upper object;

- нижний и верхний объекты скважины используют в качестве нагнетательных, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектные расходы рабочего агента закачивают с устья скважины, соответственно, в нижний объект через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а в верхний объект - через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра;- the lower and upper objects of the well are used as injection, and the column of pipes of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, while the project costs of the working agent are pumped from the wellhead, respectively, into the lower object through the passage cavity columns of pipes of a smaller diameter, and into the upper object through a passage cavity formed between the columns of pipes of a larger and smaller diameter;

- нижний и верхний объекты скважины используют в качестве добывающих, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебиты флюида измеряют и регулируют на устье скважины, соответственно, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а из верхнего объекта - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра;- the lower and upper objects of the well are used as producing, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the flow rates of the fluid are measured and adjusted at the wellhead, respectively, taking it from the lower object through the passage the cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter, and from the upper object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter;

- нижний и верхний объекты скважины используют в качестве добывающих, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, соответственно, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а из верхнего объекта - через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра;- the lower and upper objects of the well are used as producing, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead, respectively, taking it from the lower object through the passage the cavity of the pipe string of smaller diameter, and from the upper object through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter;

- используют нижний объект в качестве добывающего, а верхний объект скважины - в качестве нагнетательного, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а проектный расход рабочего агента в верхний объект закачивают с устья скважины через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, причем над верхним объектом устанавливают дополнительный пакер;- use the lower object as the producing one, and the upper object of the well as the injection one, and the column of pipes of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, while the flow rate of the fluid is measured and adjusted at the wellhead, selecting it from the lower object through the passage cavity formed between the columns of pipes of larger and smaller diameters, and the design flow of the working agent into the upper object is pumped from the wellhead through the passage cavity of the pipe string of smaller diameters meters, with an additional packer being installed above the upper object;

- используют нижний объект в качестве добывающего, а верхний объект скважины - в качестве нагнетательного, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а проектный расход рабочего агента в верхний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра;- use the lower object as the producing one, and the upper object of the well as the injection one, and the column of pipes of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, while the flow rate of the fluid is measured and adjusted at the wellhead, selecting it from the lower object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and the design flow rate of the working agent into the upper object is pumped from the wellhead through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller dia meter;

- используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра;- use the lower object as the injection, and the upper object of the well as the producing one, and the packer is installed either only between the objects or one packer is installed above and the other between the objects, while the design flow of the working agent is pumped into the lower object from the wellhead through the passage cavity formed between the columns of pipes of larger and smaller diameters, and the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead, taking it from the upper object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameters;

- используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра;- use the lower object as the injection, and the upper object of the well as the producing one, and the packer is installed either only between the objects or one packer is installed above and the other between the objects, while the design flow of the working agent is pumped into the lower object from the wellhead through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and the flow rate of the fluid is measured and adjusted at the wellhead, taking it from the upper object through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter;

- используют один из объектов скважины в качестве нагнетательного, а другой - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом колонну труб меньшего диаметра на глубине или выше, или ниже верхнего объекта оснащают струйным аппаратом, здесь рабочий агент закачивают в нагнетательный объект с устья скважины либо через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, причем определенное количество из закачиваемого расхода рабочего агента направляют через струйный аппарат, соответственно, или в проходную полость колонны труб меньшего диаметра, или же в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, для создания дополнительной депрессии на убывающий объект и подъема его флюида на поверхность скважины;- use one of the objects of the well as the injection, and the other as the producer, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the pipe string of a smaller diameter at a depth or above or below the top the facility is equipped with a jet apparatus, here the working agent is pumped into the injection facility from the wellhead either through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, or through the passage cavity of the pipe string smaller diameter, and a certain amount from the injected flow of the working agent is directed through the jet apparatus, respectively, either into the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, or into the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter, to create additional depression on the decreasing object and lifting its fluid to the surface of the well;

- используют два объекта скважины в качестве добывающих, эксплуатируемых фонтанным или насосным, или комбинированным «фонтанно-насосным» способом, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом определенное количество добываемого флюида из объекта с большим приведенным забойным давлением или из объекта, гидравлически связанного с приемом насоса, направляют через струйный аппарат, либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо - в проходную полость колонны труб меньшего диаметра, для создания дополнительной депрессии на добывающий объект с меньшим забойным давлением и подъема его флюида на поверхность скважины;- use two objects of the well as production, operated by the fountain or pumping, or by the combined "fountain-pumping" method, with the packer being installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, with a certain amount of produced fluid from the object with a large reduced bottomhole pressure or from an object hydraulically connected to the intake of the pump, is directed through the jet apparatus, or into the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller of diameter, or - in a column-through cavity smaller diameter pipe to create depression on additional object extracting with a smaller bottom hole pressure and raising its fluid surface of the well;

- используют два объекта в скважине в качестве добывающих, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом колонну труб меньшего диаметра на глубине или выше, или ниже верхнего объекта оснащают регулятором, клапаном или штуцером, при этом из одного объекта добывают флюиды - жидкие углеводороды, а из другого объекта добывают флюид - углеводородный газ, причем определенное количество добываемого углеводородного газа направляют через регулятор, клапан или штуцер, либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо в проходную полость колонны труб меньшего диаметра, для добычи флюида - жидких углеводородов из соответствующего объекта и подъема его на поверхность скважины внутрискважинным газлифтным способом;- use two objects in the well as production, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the pipe string of a smaller diameter at a depth or above or below the upper object is equipped with a regulator, valve or fitting in this case, fluids — liquid hydrocarbons — are produced from one facility and fluid — hydrocarbon gas is produced from another facility, and a certain amount of produced hydrocarbon gas is directed through a regulator, valve or fitting, l bo in checkpoint cavity formed between the columns of tubes of larger and smaller diameter or into the passage cavity of the column of smaller diameter tubes, for fluid extraction - liquid hydrocarbons from a respective object and lift it to the surface of the well downhole gas lift method;

- в качестве каждого объекта принимают один из следующих элементов: пласт, пропласток, залежь углеводородов, участок интервала перфорации, негерметичный участок ствола скважины, участок ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом и интервал с забуркой бокового ствола скважины, а в качестве добываемого флюида предусматривают углеводороды - нефть, в том числе вязкую, газ, свободный пластовый газ и газоконденсат, в качестве рабочего агента используют воду, газ, жидкость, водонефтяную эмульсию, добываемые флюиды, пар, газожидкостную смесь, ингибитор или промывочную жидкость;- one of the following elements is taken as each object: a formation, an interlayer, a hydrocarbon deposit, a section of the perforation interval, an unpressurized section of the wellbore, a section of the wellbore with accumulated free formation gas and an interval with plugging of the side wellbore, and hydrocarbons are provided as the produced fluid - oil, including viscous, gas, free formation gas and gas condensate, use water, gas, liquid, water-oil emulsion, produced fluids, steam, gas-liquid as a working agent th mixture inhibitor or rinsing liquid;

- в качестве нижнего объекта принимают пласт, из которого флюид добывается насосным способом, а в качестве верхнего объекта - участок ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом, причем колонну труб большего диаметра выше насоса оснащают, по меньшей мере, одним пакером для разобщения негерметичного участка ствола скважины от приема насоса, при этом добывают флюид из пласта либо через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, либо через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, и, соответственно, пластовый свободный газ направляют через перепускной узел или элемент из участка ствола скважины либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо в проходную полость колонны труб меньшего диаметра.- the reservoir is taken as the lower object, from which the fluid is extracted by the pumping method, and as the upper object - the section of the wellbore with accumulated free formation gas, and the pipe string of larger diameters above the pump is equipped with at least one packer to separate the leaky section of the wellbore wells from the intake of the pump, while producing fluid from the reservoir either through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, or through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter, and, accordingly, the free formation gas is directed through a bypass assembly or element from a section of the wellbore either into the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, or into the passage cavity of the pipe string of smaller diameters.

Установка для реализации способа включает последовательно спущенные и установленные в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенные одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером механического, импульсного, гидромеханического или гидравлического действия, расположенным между или выше эксплуатируемыми объектами, и одним перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. При этом цель изобретения с технической точки зрения достигается тем, что:The installation for implementing the method includes two columns of pipes of a larger and smaller diameter, arranged concentrically in one another, sequentially deflated and installed in an injection or fountain, or pump or gas lift well, the column of pipes of a larger diameter being equipped with at least one mechanical, impulse packer , hydromechanical or hydraulic action, located between or above operated objects, and one bypass node or element for the flow of medium - working agent or production emogo fluid. Moreover, the purpose of the invention from a technical point of view is achieved by the fact that:

Вариант (исполнение) 1. Колонна труб меньшего диаметра снабжена разобщающим элементом и установлена в осевой посадочный канал перепускного узла, при этом полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически связана с призабойной зонной верхнего или нижнего объекта, а полость, образующаяся между колоннами труб, гидравлически связана с призабойной зонной, наоборот, нижнего или верхнего объектаOption (execution) 1. The pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element and installed in the axial bore of the bypass assembly, while the cavity of the pipe string of smaller diameter is hydraulically connected to the bottom-hole zone of the upper or lower object, and the cavity formed between the pipe columns is hydraulically connected to bottomhole zone, on the contrary, lower or upper object

Для реализации установки, в частном случае, дополнительно выполняют также одну или несколько из следующих технических решений:To implement the installation, in the particular case, additionally perform one or more of the following technical solutions:

- перепускной узел выполнен в виде муфты перекрестного течения с внутренним уплотняющим полым штоком или без него, по меньшей мере, с одним эксцентричным сквозным или несквозным каналом для движения потока среды, соответственно, нижнего или верхнего объекта, осевым несквозным или сквозным каналом для движения потока среды, соответственно, верхнего или нижнего объекта и, по меньшей мере, с одним поперечным - радиальным каналом, соединяющимся либо с осевым несквозным каналом, либо - с эксцентричным несквозным каналом для движения потока среды верхнего объекта, причем разобщающий элемент выполнен в виде корпуса или полого штока с внутренними или наружными уплотнительными элементами;- the bypass assembly is made in the form of a cross-flow coupling with or without an internal sealing hollow rod, with at least one eccentric through or through channel for moving the medium flow, respectively, of the lower or upper object, an axial through or through channel for moving the medium flow , respectively, of the upper or lower object and at least one transverse - radial channel connecting either with an axial non-through channel or with an eccentric non-through channel for medium flow s top object, the uncoupling member is a housing or hollow rod with internal or external sealing elements;

- перепускной узел выполнен в виде ниппеля с поперечными - радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, ниже которых в ниппеле имеется осевой сквозной канал под разобщающий элемент в виде полого штока с упорным буртом, причем либо полый шток, либо ниппель выполнен, соответственно, с наружными или внутренними уплотнительными элементами;- the bypass node is made in the form of a nipple with transverse - radial channels for the movement of the medium flow of the upper object, below which in the nipple there is an axial through channel for the uncoupling element in the form of a hollow rod with a thrust collar, and either the hollow rod or the nipple is made, respectively, with external or internal sealing elements;

- перепускной узел выполнен в виде корпуса с поперечными - радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, внутри которого размещена подпружиненная или зафиксированная срезными винтами или фиксатором уплотняющая скользящая полая втулка с возможностью гидравлического разобщения поперечных-радиальных каналов от полости корпуса и их соединения с полостью корпуса при спуске в перепускной узел разобщающего элемента в виде полого штока;- the bypass assembly is made in the form of a housing with transverse - radial channels for the movement of the medium flow of the upper object, inside of which a spring-loaded sliding hollow sleeve is fixed or fixed by shear screws or a retainer with the possibility of hydraulic separation of transverse-radial channels from the body cavity and their connection with the body cavity when descending into the bypass node of the uncoupling element in the form of a hollow rod;

- колонна труб большего диаметра оснащена двумя пакерами, один из которых установлен между объектами для их разобщения, а другой - выше верхнего объекта для исключения воздействия забойного давления верхнего объекта на ствол скважины, при этом пакера спущены в скважину либо раздельно - двумя спусками колонны труб, либо одновременно - одним спуском колонны труб, причем по их действию конструктивно они могут быть выполнены в любой комбинации;- the pipe string of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed between the objects for their separation, and the other is higher than the upper object to exclude the impact of bottomhole pressure of the upper object on the wellbore, while the packers are lowered into the well or separately by two runs of the pipe string, or at the same time - by one descent of the pipe string, and by their action, structurally, they can be performed in any combination;

- колонна труб большего диаметра между пакерами оснащена разъединителем колонны или телескопическим соединением для последовательности или поочередности срыва пакеров при подъеме установки из скважины;- the pipe string of larger diameter between the packers is equipped with a column disconnector or telescopic connection for the sequence or sequence of failure of the packers when lifting the installation from the well;

- колонны труб меньшего и/или большего диаметра имеют постоянное или переменное сечение и дополнительно оснащены, на глубине или выше, или ниже верхнего и/или нижнего объектов, одним или несколькими из элементов - насосом, кожухом насоса, струйным аппаратом, центраторами, по меньшей мере, одной скважинной камерой, съемным или не съемным регулятором, клапаном, штуцером или глухой пробкой, регулирующим устройством с импульсной трубкой управления, разделителем потока среды, циркуляционным устройством, хвостовиком, посадочным ниппелем для съемного клапана, заглушкой, направляющей воронкой.- columns of pipes of smaller and / or larger diameters have a constant or variable cross-section and are additionally equipped, at a depth or higher, or lower than the upper and / or lower objects, with one or more of the elements - a pump, a pump housing, an inkjet apparatus, centralizers, at least at least one downhole camera, removable or non-removable regulator, valve, fitting or blind plug, control device with an impulse control tube, medium flow separator, circulating device, shank, landing nipple for removal a lot of valve, plug, guide funnel.

Вариант (исполнение) 2. В установке перепускной элемент снизу оснащен посадочным узлом, а колонна труб меньшего диаметра снабжена разобщающим элементом, который установлен в посадочный узел, при этом полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически связана с призабойной зонной нижнего объекта и, соответственно, полость, образующаяся между колоннами труб, гидравлически связана через перепускной элемент с призабойной зонной верхнего объекта, при этом посадочной узел выполнен либо в виде ниппеля со сквозным осевым каналом, либо в виде муфты с уплотняющим полым штоком и сквозным осевым каналом, а разобщающий элемент выполнен в виде полого штока или корпуса, перепускной элемент выполнен в виде скважинной камеры или патрубка со сквозными продольными - радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, причем или разобщающий элемент, или же посадочный узел выполнен с наружными или внутренними уплотнительными элементами.. При этом посадочной узел может быть выполнен либо в виде ниппеля со сквозным осевым каналом, либо в виде муфты с уплотняющим полым штоком и сквозным осевым каналом, а разобщающий элемент выполнен в виде полого штока или корпуса, перепускной элемент выполнен в виде скважинной камеры или патрубка со сквозными продольными - радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, причем или разобщающий элемент, или же посадочный узел выполнен с наружными или внутренними уплотнительными элементами. При этом колонна труб большего диаметра может быть оснащена двумя пакерами, один из которых установлен между объектами для их разобщения, а другой - выше верхнего объекта для исключения воздействия забойного давления верхнего пласта на ствол скважины. Пакера спущены в скважину либо раздельно - двумя спусками колонны труб, либо одновременно - одним спуском колонны труб, причем по их действию конструктивно они выполнены в любой комбинации. Кроме того, колонна труб большего диаметра между пакерами может быть оснащена разъединителем колонны или телескопическим соединением для последовательности или поочередности срыва пакеров при подъеме установки из скважины. А также колонны труб меньшего и/или большего диаметра имеют постоянное или переменное сечение и дополнительно оснащены, на глубине или выше, или ниже верхнего и/или нижнего объектов, одним или несколькими из элементов - насосом, кожухом насоса, струйным аппаратом, центраторами, по меньшей мере, одной скважинной камерой, съемным или не съемным регулятором, клапаном, штуцером или глухой пробкой, регулирующим устройством с импульсной трубкой управления, разделителем потока среды, циркуляционным устройством, хвостовиком, посадочным ниппелем для съемного клапана, заглушкой, направляющей воронкой.Option (execution) 2. In the installation, the overflow element from below is equipped with a landing unit, and the pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element that is installed in the landing unit, while the cavity of the pipe string of smaller diameter is hydraulically connected to the bottomhole zone of the lower object and, accordingly, the cavity, formed between the pipe columns is hydraulically connected through the bypass element to the bottomhole zone of the upper object, while the landing unit is made either in the form of a nipple with a through axial channel, or in the form couplings with a sealing hollow rod and a through axial channel, and the uncoupling element is made in the form of a hollow rod or casing, the bypass element is made in the form of a borehole chamber or pipe with through longitudinal - radial channels for movement of the medium flow of the upper object, and either the uncoupling element, or the landing unit is made with external or internal sealing elements .. In this case, the landing unit can be made either in the form of a nipple with a through axial channel, or in the form of a coupling with a sealing hollow rod and through axial channel, and the disconnecting element is made in the form of a hollow rod or body, the bypass element is made in the form of a borehole chamber or pipe with through longitudinal - radial channels for movement of the medium flow of the upper object, moreover, either the disconnecting element or the landing unit is made with external or internal sealing elements. In this case, the pipe string of larger diameter can be equipped with two packers, one of which is installed between the objects for their separation, and the other is higher than the upper object to exclude the influence of bottomhole pressure of the upper layer on the wellbore. The packers were lowered into the well either separately - by two runs of the pipe string, or simultaneously - by one run of the pipe string, and by their action they are structurally made in any combination. In addition, the pipe string of larger diameter between the packers can be equipped with a column disconnector or telescopic connection for the sequence or sequence of failure of the packers when lifting the installation from the well. As well as columns of pipes of smaller and / or larger diameters have a constant or variable cross-section and are additionally equipped, at a depth or higher, or lower than the upper and / or lower objects, with one or more of the elements - a pump, pump housing, jet apparatus, centralizers, at least one downhole chamber, removable or non-removable regulator, valve, fitting or blind plug, control device with a pulse control tube, medium flow separator, circulation device, shank, landing nipple A removable valve cap, a guide funnel.

Принципиальные виды технологии и установки РЭ в разных исполнениях приводятся на фигурах 1-6, а именно на фиг.1, 2 - установки РЭ с перепускным узлом в виде муфты перекрестного течения; на фиг.3, 4 - установки РЭ с посадочным узлом под разобщитель; на фиг.5 - установка РД с перепускным узлом в виде муфты перекрестного течения для насосной кважины с негерметичным стволом; на фиг.6 - установка РД с посадочным узлом под разобщитель для насосной скважины с негерметичным стволом; на фиг.7, 8 - исполнение перепускного узла в виде муфты перекрестного течения; на фиг.9, 10 - исполнение разреза А-А по фигуре 7; на фиг.11, 12 - исполнение разреза Б-Б по фигуре 8; на фиг.13 - перепускной или посадочный узел в виде ниппеля, соответственно, с поперечными - радиальными каналами или без них; на фиг.14, 15 - исполнение перепускного узла в виде корпуса с уплотняющей скользящей полой втулкой.The principal types of technology and installation of RE in different versions are given in figures 1-6, namely in figures 1, 2 - installation of RE with a bypass node in the form of a cross-flow coupling; figure 3, 4 - installation of RE with the landing unit under the disconnector; figure 5 - installation of the taxiway with a bypass node in the form of a cross-flow coupling for a pumping well with an unpressurized barrel; figure 6 - installation of taxiway with a landing unit under the disconnector for a pump well with an unpressurized wellbore; 7, 8 - execution of the bypass node in the form of a cross-flow coupling; in Fig.9, 10 - the execution of section aa in figure 7; in Fig.11, 12 - the execution of the section BB in figure 8; on Fig - bypass or landing unit in the form of a nipple, respectively, with transverse - radial channels or without them; on Fig, 15 - execution of the bypass node in the form of a housing with a sealing sliding hollow sleeve.

Вариант (исполнение установки) 1. Для этого варианта установка (фиг.1, 2, 5) включает в себя спущенные и установленные в скважину 1 постоянного или переменного сечения две колонны труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, причем колонна труб большего диаметра 2 оснащена, по меньшей мере, одним пакером 4 (например, механического, импульсного, гидромеханического, гидравлического или иного действия), расположенным между (см. фиг.1, 2) или выше (см. фиг.5) эксплуатируемыми верхним I и нижним II объектами, и одним перепускным узлом 5 для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. При этом перепускной узел 5 спущен выше (см. фиг.1, 2) или ниже (см. фиг.5) пакера 4 на колонну труб большего диаметра 2 и установлен на глубине или выше, или ниже верхнего объекта I для движения потока среды - закачки рабочего агента в верхний объект I или добычи из него флюида. При этом колонна труб меньшего диаметра 3 оснащена разобщающим элементом 6, спущенным и установленным в перепускной узел 5 для герметичного изолирования между собой двух проходных полостей колонны труб 7 и 8. Здесь полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 гидравлически связана с призабойной зонной 9 (см. фиг.1, 5) или 10 (см. фиг.2), соответственно, верхнего I или нижнего II объекта и, соответственно, полость 7, образующаяся между колоннами труб 2 и 3, гидравлически связана с призабойной зонной 10 (см. фиг.1) или 9 (см. фиг.2), наоборот, нижнего II или верхнего I объекта. Колонна труб большего диаметра 2 выше верхнего объекта II (см. фиг.1, 2) может быть оснащена дополнительным пакером 11 (например, механического, импульсного, гидромеханического, гидравлического или иного действия) для исключения воздействия забойного давления верхнего объекта I на ствол скважины 1. При этом пакера 4 и 11 в скважине 1 могут быть спущены раздельно (двумя спусками) или одновременно (одним спуском), причем по их действию конструктивно они могут быть выполнены в любой комбинации, например, верхний 11 и нижний 4 выполнены гидравлическими или механическими, или один из них выполнен гидравлическим, а другой - механическим, и прочие. Колонна труб большего диаметра 2 между пакерами 4 и 11 может быть оснащена разъединителем колонны или телескопическим соединением 12 для последовательности или поочередности срыва пакеров (в частности, гидравлических и пр.) 4 и 11 при подъеме установки из скважины 1. Колонны труб меньшего 3 и/или большего 2 диаметра на глубине или выше, или ниже верхнего объекта I дополнительно могут быть оснащены одним или несколькими из элементов - насосом 13 (см. фиг.2, 4 - 6), например в виде ШГН или ЭЦН; кожухом 14 (см. фиг.1, 3) для насоса УЭЦН, что бы соединить прием ЭЦН с полостью 8 колонны труб меньшего диаметра 3 и, наоборот, разобщения его от полости 7 между колоннами труб 2 и 3; струйным аппаратом 15 или 16 (см. фиг.1-4); центраторами 17 (см. фиг.1); по меньшей мере, одной скважинной камерой 18 (см.фиг.1-4); съемным или не съемным 19 регулятором, клапаном (например, газлифтным или обратным, и пр.) или штуцером, размещенным концентрично (см. фиг.1, 2) или эксцентрично относительно колонны труб (см. фиг.3, 4), или глухой пробкой; регулирующим устройством с импульсной трубкой управления 19 (см. фиг.1) для обеспечения его открытия и закрытия с поверхности скважины; разделителем потока среды 20 (см. фиг.1, 2) для разделения и перепуска части рабочей среды из одной полости в другую; хвостовиком 21 (см. фиг.1, 2) или 22 (см. фиг.2); посадочным ниппелем 23, 24 (см. фиг.1-4) под съемный (опрессовочный) клапан (см. фиг.1, 4); заглушкой 25 (см. фиг.2, 3); циркуляционным устройством 26 (см. фиг.1-6); направляющей воронкой 27 (см. фиг.1, 2, 4).Option (execution of the installation) 1. For this option, the installation (Fig. 1, 2, 5) includes two columns of pipes of larger 2 and smaller 3 diameters deflated and installed in the well 1 of constant or variable cross-section, and the column of pipes of larger diameter 2 is equipped at least one packer 4 (for example, mechanical, pulsed, hydromechanical, hydraulic or other actions) located between (see figure 1, 2) or higher (see figure 5) operated by the upper I and lower II objects , and one bypass node 5 for the medium flow - working ag NTA or production fluid. When this bypass node 5 is lowered above (see figure 1, 2) or below (see figure 5) of the packer 4 on the pipe string of larger diameter 2 and is installed at a depth or above or below the upper object I for the movement of the medium flow - injection of the working agent into the upper object I or production of fluid from it. At the same time, the pipe string of smaller diameter 3 is equipped with a disconnecting element 6, deflated and installed in the bypass assembly 5 for tightly isolating between each other two passage cavities of the pipe string 7 and 8. Here, the cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 is hydraulically connected to the bottom-hole zone 9 (see 1, 5) or 10 (see FIG. 2), respectively, of the upper I or lower II object and, accordingly, the cavity 7 formed between the pipe columns 2 and 3 is hydraulically connected to the bottomhole zone 10 (see FIG. 1) or 9 (see figure 2), on the contrary, lower II or upper I object. The pipe string of larger diameter 2 above the upper object II (see Fig. 1, 2) can be equipped with an additional packer 11 (for example, mechanical, impulse, hydromechanical, hydraulic or other action) to exclude the influence of bottomhole pressure of the upper object I on the wellbore 1 In this case, the packers 4 and 11 in the well 1 can be lowered separately (two runs) or simultaneously (one run), and by their action they can be structurally performed in any combination, for example, the upper 11 and lower 4 are made of hydraulic and whether mechanical, or one of them is made hydraulic, and the other - mechanical, and others. The pipe string of larger diameter 2 between the packers 4 and 11 may be equipped with a column disconnector or telescopic connection 12 for the sequence or sequence of failure of the packers (in particular, hydraulic, etc.) 4 and 11 when lifting the installation from the well 1. Columns of pipes smaller than 3 and / or larger than 2 diameters at a depth or higher, or lower than the upper object I can additionally be equipped with one or more of the elements - pump 13 (see figure 2, 4 - 6), for example in the form of SHGN or ESP; a casing 14 (see FIGS. 1, 3) for the ESP pump to connect the ESP intake to the cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 and, conversely, to disconnect it from the cavity 7 between the pipe columns 2 and 3; inkjet apparatus 15 or 16 (see figures 1-4); centralizers 17 (see figure 1); at least one downhole chamber 18 (see FIGS. 1-4); removable or non-removable 19 regulator, valve (for example, gas lift or non-return, etc.) or a fitting placed concentrically (see Fig. 1, 2) or eccentric relative to the pipe string (see Fig. 3, 4), or blind cork; a control device with a pulse control tube 19 (see figure 1) to ensure its opening and closing from the surface of the well; a medium flow separator 20 (see FIGS. 1, 2) for separating and bypassing part of the working medium from one cavity to another; shank 21 (see figure 1, 2) or 22 (see figure 2); landing nipple 23, 24 (see figures 1-4) under a removable (crimping) valve (see figures 1, 4); plug 25 (see figure 2, 3); circulating device 26 (see figures 1-6); guide funnel 27 (see figures 1, 2, 4).

Вариант (исполнение установки) 2. Для этого варианта установка (фиг.3, 4, 6) также включает в себя спущенные и установленные в скважину 1 постоянного или переменного сечения две колонны труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, причем колонна труб большего диаметра 2 оснащена, по меньшей мере, одним пакером 4 (например, механического, импульсного, гидромеханического, гидравлического или иного действия), расположенным между (см. фиг.3, 4) или выше (см. фиг.6) эксплуатируемыми верхним I и нижним II объектами, и одним перепускным элементом 27 для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида. При этом ниже перепускного элемента 27, расположенного на глубине или выше или ниже верхнего объекта I, колонна труб большего диаметра 2 оснащена посадочным узлом 28, а колонна труб меньшего диаметра 3 оснащена разобщающим элементом 6, спущенным и установленным в посадочный узел 28, для герметичного изолирования между собой двух проходных полостей 7 и 8 колонны труб большего 2 и меньшего 3 диаметра. Полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 гидравлически связана с призабойной зонной 10 нижнего объекта II и, соответственно, полость 7, образующаяся между колоннами труб 2 и 3, гидравлически связана через перепускной элемент 27 с призабойной зонной 9 верхнего объекта I.Option (installation design) 2. For this option, the installation (Figs. 3, 4, 6) also includes two columns of pipes of larger 2 and smaller 3 diameters deflated and installed in the borehole 1 of constant or variable cross-section, and the column of pipes of larger diameter 2 equipped with at least one packer 4 (for example, mechanical, pulsed, hydromechanical, hydraulic or other actions) located between (see Fig.3, 4) or higher (see Fig.6) operated by the upper I and lower II objects, and one bypass element 27 for the medium flow - p A working agent or produced fluid. Moreover, below the bypass element 27, located at a depth or higher or lower than the upper object I, the pipe string of larger diameter 2 is equipped with a landing unit 28, and the pipe string of smaller diameter 3 is equipped with a disconnecting element 6, deflated and installed in the landing unit 28, for tight insulation between each other two passage cavities 7 and 8 of the pipe string of larger 2 and smaller 3 diameters. The cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 is hydraulically connected to the bottomhole zone 10 of the lower object II and, accordingly, the cavity 7 formed between the pipe columns 2 and 3 is hydraulically connected through the bypass element 27 to the bottomhole zone 9 of the upper object I.

В установке (вариант 1 - см. фиг.1, 2, 5) перепускной узел 5 может быть выполнен в виде муфты (см. фиг.7, 8, 9-12) перекрестного течения 29 с внутренним уплотняющим полым штоком 30 или без него, по меньшей мере, с одним эксцентричным сквозным 31 (исполнение 1 - см. фиг.7, 9, 10) или несквозным 32 (исполнение 2 - см. фиг.8, 11, 12) каналом для движения потока среды, соответственно, нижнего II или верхнего I объекта, осевым несквозным 33 (см. фиг.7, 9, 10) или сквозным 34 (см. фиг.8, 11, 12) каналом для движения потока среды, соответственно, верхнего I или нижнего II объекта и, по меньшей мере, с одним поперечным - радиальным каналом 35, соединяющимся либо с осевым несквозным каналом 33 (см. фиг.7, 9, 10), либо - с эксцентричным несквозным каналом 32 (см. фиг.8, 11, 12) для движения потока среды верхнего I объекта. Здесь разобщающий элемент 6 выполнен в виде корпуса (см. фиг.8) или полого штока (см. фиг.7) с внутренними или наружными уплотнительными элементами 36. Перепускной узел 5 (исполнение 3) также может быть выполнен в виде ниппеля 37 (см. фиг.13) с поперечными - радиальными каналами 38 для движения потока среды верхнего объекта I, ниже которых в ниппеле 37 имеется осевой сквозной канал 39 под разобщающий элемент 6, при этом разобщающий элемент 6 выполнен в виде полого штока с упорным буртом 40, причем либо разобщающий элемент 6, либо ниппель 37 выполнен с наружными или внутренними уплотнительными элементами 36. Кроме того, перепускной узел 5 (исполнение 4, 5) может быть выполнен в виде корпуса 41 (см. фиг.14, 15) с поперечными - радиальными каналами 42 для движения потока среды верхнего объекта I, внутри которого размещена (подпружиненная или зафиксированная срезными винтами или фиксатором) уплотняющая скользящая полая втулка 43 с возможностью гидравлического разобщения поперечных - радиальных каналов 42 от полости корпуса 41 (для опрессовки колонны труб большего диаметра 2 после спуска в скважину 1) и их соединения с полостью корпуса 41 при спуске и установке в него разобщающего элемента 6 в виде полого штока.In the installation (option 1 - see Figs. 1, 2, 5), the bypass assembly 5 can be made in the form of a coupling (see Figs. 7, 8, 9-12) of cross-flow 29 with or without an internal sealing hollow stem 30 at least one eccentric through 31 (version 1 - see Figs. 7, 9, 10) or through-through 32 (version 2 - see Figs. 8, 11, 12) channel for the movement of the medium flow, respectively, lower II or upper I of the object, axial through-pass 33 (see Fig. 7, 9, 10) or through 34 (see Fig. 8, 11, 12) channel for the movement of the medium flow, respectively, of the upper I or lower II object and, at least , with one transverse - radial channel 35, connecting either with an axial non-through channel 33 (see Fig. 7, 9, 10), or with an eccentric non-through channel 32 (see Fig. 8, 11, 12) for the movement of the medium flow top I object. Here, the uncoupling element 6 is made in the form of a housing (see Fig. 8) or a hollow rod (see Fig. 7) with internal or external sealing elements 36. The bypass assembly 5 (version 3) can also be made in the form of a nipple 37 (see Fig. 13) with transverse - radial channels 38 for the movement of the medium flow of the upper object I, below which in the nipple 37 there is an axial through channel 39 for the uncoupling element 6, while the uncoupling element 6 is made in the form of a hollow rod with a stop collar 40, moreover or uncoupling element 6, or nipple 37 is made with an external or internal sealing elements 36. In addition, the bypass assembly 5 (version 4, 5) can be made in the form of a housing 41 (see Fig. 14, 15) with transverse radial channels 42 for the movement of the medium flow of the upper object I, inside of which placed (spring-loaded or fixed with shear screws or a retainer) a sealing sliding hollow sleeve 43 with the possibility of hydraulic separation of transverse - radial channels 42 from the cavity of the housing 41 (for crimping a pipe string of larger diameter 2 after lowering into the well 1) and connecting them Nia housing with a cavity 41 during the descent and installing therein disengaging element 6 in the form of a hollow rod.

В установке (вариант 2 - см. фиг.3, 4, 6) посадочной узел 28 может быть выполнен в виде ниппеля 37 (см. фиг.13) или муфты 29 (см. фиг.7, 8) с уплотняющим полым штоком 30. Ниппель 37 или муфта 29 имеет сквозной осевой канал, соответственно, 39 или 34 (при этом на фигурах 13 и 8 каналы 38 и 32, 35 отсутствуют), или же 33 (при этом на фиг.7 несквозной канал 33 выполняется, наоборот, сквозной, а каналы 31 и 35 отсутствуют), причем разобщающий элемент 6 выполнен в виде полого штока (см. фиг.13, 7) или корпуса (см. фиг.8). Здесь (см. фиг.3, 4, 6) перепускной элемент 27 в установке может быть выполнен в виде скважинной камеры (см. фиг.4) или патрубка (см. фиг.3, 6) со сквозными поперечными - радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта I, причем либо разобщающий элемент 6, либо ниппель 37 (см. фиг.13) или муфта 29 (см. фиг.7, 8) выполнены с уплотнительными элементами 36.In the installation (option 2 - see Figs. 3, 4, 6), the landing unit 28 can be made in the form of a nipple 37 (see Fig. 13) or a coupling 29 (see Fig. 7, 8) with a sealing hollow rod 30 The nipple 37 or the coupling 29 has a through axial channel, respectively, 39 or 34 (while in figures 13 and 8 the channels 38 and 32, 35 are absent), or 33 (while in Fig. 7 a non-through channel 33 is performed, on the contrary, through, and the channels 31 and 35 are absent), and the uncoupling element 6 is made in the form of a hollow rod (see Fig.13, 7) or housing (see Fig.8). Here (see Figs. 3, 4, 6), the bypass element 27 in the installation can be made in the form of a borehole chamber (see Fig. 4) or a pipe (see Figs. 3, 6) with through transverse - radial channels for movement the medium flow of the upper object I, and either the uncoupling element 6, or the nipple 37 (see Fig. 13) or the coupling 29 (see Fig. 7, 8) are made with sealing elements 36.

Технология РЭ реализуется с помощью установки (см. фиг.1-6) для следующих вариантов способа:The technology of RE is implemented using the installation (see Fig.1-6) for the following variants of the method:

Вариант 1. «3/I - 3/II» - закачка рабочей среды (3) в верхний (I) и нижний II объекты;Option 1. “3 / I - 3 / II” - injection of the working medium (3) into the upper (I) and lower II objects;

Вариант 2. «Д/I - Д/II» - добыча флюидов (Д) из верхнего (I) и нижнего II объектов;Option 2. “D / I - D / II” - production of fluids (D) from the upper (I) and lower II objects;

Вариант 3. «3/I - Д/II» - закачка рабочей среды (3) в верхний объект (I) и добыча флюида из нижнего объекта II;Option 3. “3 / I - D / II” - injection of the working medium (3) into the upper object (I) and production of fluid from the lower object II;

Вариант 4. «Д/I - З/II» - добыча флюида из верхнего объекта (I) и закачка рабочей среды (3) в нижний объект II.Option 4. “D / I - Z / II” - production of fluid from the upper object (I) and injection of the working medium (3) into the lower object II.

В качестве каждого объекта I или II принимается один из элементов: пласт, пропласток, залежь углеводородов, негерметичный участок ствола, участок интервала перфорации (см. фиг.1-3), участок ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом (см. фиг.5, 6) и интервал с забуркой бокового ствола (см. фиг.4) скважины. В качестве добываемого флюида предусматривают углеводороды - нефть, в том числе вязкую, газ, свободный пластовый газ, газоконденсат. В качестве рабочего агента используют воду, газ, жидкость, водонефтяную эмульсию, добываемые флюиды, пар или газожидкостную смесь.For each object I or II, one of the elements is taken: a formation, interlayers, a hydrocarbon deposit, an unpressurized section of the wellbore, a section of the perforation interval (see Figs. 1-3), a section of the wellbore with accumulated free formation gas (see Fig. 5 , 6) and the interval with sidetracking (see Fig. 4) of the well. Hydrocarbons - oil, including viscous, gas, free formation gas, gas condensate, are provided as the produced fluid. As the working agent, water, gas, liquid, water-oil emulsion, produced fluids, steam or gas-liquid mixture are used.

При реализации каждого из вариантов 1-4 в установке (см. фиг.1-6) разобщают герметично проходные полости 8 и 7 колонны труб меньшего 3 и большего 2 диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта I, для раздельного движения по ним сред, и гидравлически связывают одну из полостей 8 или 7 с призабойной зоной 9 верхнего объекта I, а другую, соответственно, 7 или 8 - с призабойной зоной 10 нижнего объекта II.When implementing each of options 1-4 in the installation (see Figs. 1-6), openly penetrating cavities 8 and 7 of the pipe string of smaller 3 and larger 2 diameters are disconnected at a depth either lower or lower or higher than the upper object I, for separate movement on these media, and hydraulically connect one of the cavities 8 or 7 with the bottomhole zone 9 of the upper object I, and the other, respectively, 7 or 8 with the bottomhole zone 10 of the lower object II.

Вариант «З/I - 3/II». Если нижний II и верхний I объекты скважины 1 используют в качестве нагнетательных, то при этом проектные расходы рабочего агента закачивают с устья скважины 1 и направляют с помощью установки (см. фиг.1-4) в нижний объект II либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.1), либо через проходную полость колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.2-4) и, соответственно, в верхний объект I направляют либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (фиг.1), либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.2-4), причем над верхним объектом I, в частном случае, устанавливают дополнительный пакер 11 для исключения воздействия давления закачки - забойного давления на стенки ствола скважины 1.Option "З / I - 3 / II". If the lower II and upper I objects of the well 1 are used as injection, then the project costs of the working agent are pumped from the wellhead 1 and sent using the installation (see Figs. 1-4) to the lower object II or through the passage cavity 7, formed between columns of pipes of larger 2 and less than 3 diameters (see Fig. 1), either through the passage cavity, columns of pipes of smaller diameters 3 (see Fig. 2-4) and, accordingly, are sent to the upper object I either through the passage cavity 8 columns of pipes of smaller diameter 3 (figure 1), or through a passage cavity 7, which is formed between the columns of pipes of larger 2 and less than 3 diameters (see FIGS. 2-4), moreover, an additional packer 11 is installed above the upper object I in order to exclude the effect of injection pressure - bottomhole pressure on the walls of the wellbore 1.

Вариант «Д/I - Д/II». Если нижний II и верхний I объекты скважины 1 используют в качестве добывающих, то при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины 1, отбирая его с помощью установки (см. фиг.1-4) из нижнего объекта II либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.1), либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.2-4) и, соответственно, отбирая из верхнего объекта I либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.1), либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.2-4), причем над верхним объектом I, в частном случае (в основном для изношенного ствола скважины 1), устанавливают дополнительный пакер 11 для исключения воздействия забойного давления на эксплуатационную колонну скважины 1.Option "D / I - D / II". If the lower II and upper I objects of the well 1 are used as production ones, then the fluid production rate is measured and adjusted at the wellhead 1, taking it using the installation (see Figs. 1-4) from the lower object II or through the passage cavity 7 formed between the columns of pipes of larger 2 and less than 3 diameters (see Fig. 1), either through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameters 3 (see Fig. 2-4) and, accordingly, taking from the upper object I or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 (see Fig. 1), or through the passage cavity 7, bent between the columns of pipes of larger 2 and less than 3 diameters (see Fig.2-4), and above the upper object I, in the particular case (mainly for a worn wellbore 1), an additional packer 11 is installed to eliminate the effect of bottomhole pressure on the production well string 1.

Вариант «3/I - Д/II». Если используют нижний объект II в качестве добывающего, а верхний объект I скважины 1 - в качестве нагнетательного, то дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины 1, отбирая его с помощью установки (см. фиг.1-4) из нижнего объекта II либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.1), либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.2-4), при этом проектный расход рабочего агента в верхний объект I закачивают с устья скважины 1, соответственно, либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.1), либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.2-4), причем над верхним объектом I, в частном случае, устанавливают пополнительный пакер 11 для исключения воздействия давления закачки - забойного давления на стенки ствола скважины 1.Option "3 / I - D / II". If the lower object II is used as the producing one, and the upper object I of the well 1 is used as the injection one, then the fluid production rate is measured and adjusted at the wellhead 1, taking it using the installation (see Figs. 1-4) from the lower object II or through the passage cavity 7 formed between the columns of pipes of larger 2 and smaller 3 diameters (see Fig. 1), or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameters 3 (see Fig. 2-4), while the design flow rate of the working agent the upper object I is pumped from the wellhead 1, respectively, or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 (see FIG. 1), or through the passage cavity 7 formed between the pipe columns of larger 2 and smaller 3 diameter (see FIG. 2-4), and above the upper object I, in the particular case replenish packer 11 is installed to eliminate the effect of injection pressure - bottomhole pressure on the walls of the wellbore 1.

Вариант «Д/I - З/II». Если используют нижний объект II в качестве нагнетательного, а верхний объект I скважины 1 - в качестве добывающего, то проектный расход рабочего агента в нижний объект II закачивают с устья скважины 1 либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.1), либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.2-4), при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины 1, отбирая его с помощью установки (см. фиг.1-4) из верхнего объекта I либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.1), либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра (см. фиг.2-4).Option "D / I - Z / II". If you use the lower object II as the injection, and the upper object I of the well 1 as the producing one, then the design flow of the working agent into the lower object II is pumped from the wellhead 1 or through the passage cavity 7 formed between the pipe columns of larger 2 and smaller 3 diameters (see Fig. 1), or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 (see Figs. 2-4), while the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead 1, selecting it using the installation (see Fig. 1-4) from the upper object I or through the passage cavity 8 of the column pipes of smaller diameter 3 (see figure 1), or through a passage cavity 7 formed between columns of pipes of larger 2 and smaller 3 diameters (see figures 2-4).

Вариант «3/I - Д/II» или «Д/I - З/II». Если используют один I или II из объектов скважины 1 в качестве нагнетательного, а другой II или I - в качестве добывающего, то колонну труб меньшего диаметра 3 на глубине или выше, или ниже верхнего объекта I оснащают струйным аппаратом 15 или 16 (например, см. фиг.1-4), при этом рабочий агент закачивают в нагнетательный объект I или II с устья скважины 1 либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, либо - через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3, причем определенное количество из закачиваемого расхода рабочего агента направляют через струйный аппарат 15 или 16, соответственно, или в проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3, или же в проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, для создания дополнительной депрессии на добывающий объект II или I и подъема его флюида на поверхность скважины 1.Option "3 / I - D / II" or "D / I - Z / II". If one I or II of the objects of the well 1 is used as the injection one, and the other II or I as the producer, then the pipe string of smaller diameter 3 at a depth or higher or lower than the upper object I is equipped with a jet device 15 or 16 (for example, see Fig. 1-4), while the working agent is pumped into the injection object I or II from the wellhead 1 either through the passage cavity 7 formed between the pipe columns of larger 2 and smaller 3 diameters, or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3, with a certain amount of downloads the desired flow rate of the working agent is directed through a jet device 15 or 16, respectively, either into the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3, or into the passage cavity 7 formed between the pipe columns of larger 2 and less than 3 diameter, to create additional depression on the producing object II or I and raising its fluid to the surface of the well 1.

Вариант «Д/I - Д/II». Если используют два объекта I и II скважины 1 в качестве добывающих, эксплуатируемых фонтанным или насосным, или комбинированным «фонтанно-насосным» способом, то определенное количество добываемого флюида из объекта I или II с большим приведенным забойным давлением или из объекта II или I, гидравлически связанного с приемом насоса 14, направляют через струйный аппарат 15 или 16 (см. фиг.1-4), либо в проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, либо - в проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3, для создания дополнительной депрессии на добывающий объект I или II с меньшим забойным давлением и подъема его флюида на поверхность скважины 1.Option "D / I - D / II". If two objects I and II of well 1 are used as production, operated by fountain or pumping, or by a combined "fountain-pumping" method, then a certain amount of produced fluid from object I or II with a large reduced bottomhole pressure or from object II or I, hydraulically associated with the intake of the pump 14, is directed through an inkjet apparatus 15 or 16 (see Figs. 1-4), or into the passage cavity 7 formed between the pipe columns of larger 2 and smaller 3 diameters, or into the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3, for co building additional depression on the producing object I or II with lower bottomhole pressure and lifting its fluid to the surface of the well 1.

Вариант «Д/I - Д/II». Если используют два объекта I и II в скважине 1 в качестве добывающих, причем колонну труб меньшего диаметра 8 на глубине или выше, или ниже верхнего объекта I оснащают съемным регулятором, клапаном или штуцером 19 (см. фиг.3, 4), при этом из одного объекта I или II добывают флюиды - жидкие углеводороды, а из другого объекта II или I добывают флюид - углеводородный газ, причем определенное количество добываемого углеводородного газа направляют через съемный регулятор, клапан или штуцер 19, либо в проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, либо в проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3, для добычи флюида - жидких углеводородов из соответствующего объекта и подъема его на поверхность скважины 1 внутрискважинным газлифтом способом.Option "D / I - D / II". If you use two objects I and II in the well 1 as production, and the string of pipes of smaller diameter 8 at a depth or above or below the upper object I is equipped with a removable regulator, valve or fitting 19 (see figure 3, 4), while fluids - liquid hydrocarbons are extracted from one facility I or II, and hydrocarbon gas is produced from another facility II or I, and a certain amount of produced hydrocarbon gas is directed through a removable regulator, valve or fitting 19, or into the passage cavity 7 formed between the columns pipes bol Sheha 2 and 3 of smaller diameter, or cavity 8 into the passage of the pipe string 3 of smaller diameter, for extraction of fluid - liquids of the corresponding object and lift it to the surface of the well 1, a downhole gas lift method.

Вариант «Д/II - Д/I». В качестве нижнего объекта II принимают пласт, из которого добывают флюид насосным способом (см. фиг.5, 6), а в качестве верхнего объекта I - участок ствола скважине 1 с накопленным свободным пластовым газом, причем колонну труб большего диаметра 2 выше насоса 13 оснащают, по меньшей мере, одним пакером 4 для разобщения негерметичного участка ствола (НУС) скважины 1 от приема насоса 13, при этом добывают флюид из пласта II либо через проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра 3 (см. фиг.6), либо через проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего 3 диаметра, и, соответственно, пластовый свободный газ направляют через перепускной узел 5 (см. фиг.5) или элемент 27 (см. фиг.6) из участка I ствола скважины 1 либо в проходную полость 7, образующуюся между колоннами труб большего 2 и меньшего диаметра 3, либо в проходную полость 8 колонны труб меньшего диаметра.Option "D / II - D / I". As the lower object II, a reservoir is taken from which fluid is pumped (see FIGS. 5, 6), and as the upper object I, a section of the wellbore 1 with accumulated free formation gas, and a pipe string of a larger diameter 2 above pump 13 equipped with at least one packer 4 for uncoupling the leaky section of the wellbore (LOC) of the well 1 from the intake of the pump 13, while producing fluid from the formation II or through the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter 3 (see Fig. 6), or through the passage cavity 7 formed between the column and pipes larger than 2 and smaller than 3 diameters, and, accordingly, formation free gas is directed through the bypass assembly 5 (see Fig. 5) or element 27 (see Fig. 6) from section I of the wellbore 1 or into the passage cavity 7, formed between columns of pipes of larger 2 and smaller diameter 3, or into the passage cavity 8 of the pipe string of smaller diameter.

Claims (26)

1. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, включающий спуск последовательно в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину двух колонн труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером и одним перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида, и эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины, отличающийся тем, что разобщают герметично проходные полости колонны труб меньшего и большего диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта для раздельного движения по ним сред и гидравлически связывают одну из полостей с призабойной зоной верхнего объекта через перепускной узел или элемент, а другую - с призабойной зоной нижнего объекта, при этом перепускной узел или элемент либо выполняют с осевым посадочным каналом, либо снизу снабжают посадочным узлом, а колонну труб меньшего диаметра оснащают разобщающим элементом, который спускают и устанавливают или в осевой посадочный канал перепускного узла, или же в посадочный узел ниже перепускного элемента.1. A method for separately operating injection or production well objects, including sequentially launching into the injection or fountain, or pump or gas lift well, two columns of pipes of larger and smaller diameters arranged concentrically in one another, the pipe string of larger diameters being equipped with at least one packer and one bypass node or element for the flow of the medium - a working agent or produced fluid, and the operation of at least two objects of one well, characterized in that it is disconnected tightly pass the cavity of the pipe string of smaller and larger diameters between each other at a depth or lower or higher than the upper object for separate movement of media along them and hydraulically connect one of the cavities to the bottom-hole zone of the upper object through the bypass node or element and the other to the bottom-hole zone the lower object, while the bypass node or element is either made with an axial bore or is provided with a landing node from below, and a pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element, which is lowered avlivayut or planting in the axial channel of the overflow assembly, or in the planting assembly below the crossover element. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний и верхний объекты скважины используют в качестве нагнетательных, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектные расходы рабочего агента закачивают с устья скважины, соответственно, в нижний объект через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а в верхний объект - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра.2. The method according to claim 1, characterized in that the lower and upper objects of the well are used as injection, and the column of pipes of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, while the project costs of the working agent are pumped with wellhead, respectively, into the lower object through the passage cavity formed between the columns of pipes of larger and smaller diameters, and into the upper object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameters. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что проектные расходы рабочего агента закачивают с устья скважины, соответственно, в нижний объект через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а в верхний объект - через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра.3. The method according to claim 2, characterized in that the project costs of the working agent are pumped from the wellhead, respectively, into the lower object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and into the upper object through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний и верхний объекты скважины используют в качестве добывающих, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебиты флюида измеряют и регулируют на устье скважины, соответственно, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а из верхнего объекта - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра.4. The method according to claim 1, characterized in that the lower and upper objects of the well are used as production, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the flow rates of the fluid are measured and adjusted at the wellhead wells, respectively, taking it from the lower object through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, and from the upper object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameters. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что дебиты флюида измеряют и регулируют на устье скважины, соответственно, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а из верхнего объекта - через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра.5. The method according to claim 4, characterized in that the flow rates of the fluid are measured and adjusted at the wellhead, respectively, taking it from the lower object through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and from the upper object through the passage space that is formed between the pipe string of the larger and smaller diameter. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют нижний объект в качестве добывающего, а верхний объект скважины - в качестве нагнетательного, причем колонну труб большего диаметра оснащают двумя пакерами, один из которых устанавливают над, а другой между объектами, при этом дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а проектный расход рабочего агента в верхний объект закачивают с устья скважины через проходную полость колонны труб меньшего диаметра.6. The method according to claim 1, characterized in that the lower object is used as the producing one, and the upper well object is used as the injection one, the column of pipes of a larger diameter being equipped with two packers, one of which is installed above and the other between the objects, fluid production rate is measured and adjusted at the wellhead, taking it from the lower object through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, and the design flow of the working agent into the upper object is pumped from the wellhead through the passage th cavity of the pipe string of smaller diameter. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из нижнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а проектный расход рабочего агента в верхний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра.7. The method according to claim 6, characterized in that the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead, selecting it from the lower object through the passageway of the pipe string of smaller diameter, and the design flow rate of the working agent into the upper object is pumped from the wellhead through the passageway, formed between columns of pipes of larger and smaller diameters. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра.8. The method according to claim 1, characterized in that the lower object is used as the injection, and the upper well object is used as the producing one, the packer being installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the design the flow of the working agent into the lower object is pumped from the wellhead through the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, and the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead, taking it from the upper object through the passage columns of pipes of smaller diameter. 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра.9. The method according to claim 8, characterized in that the projected flow of the working agent into the lower object is pumped from the wellhead through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and the fluid flow rate is measured and adjusted at the wellhead, taking it from the upper object through the passage cavity, formed between columns of pipes of larger and smaller diameter. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют один из объектов скважины в качестве нагнетательного, а другой - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом колонна труб меньшего диаметра на глубине или выше, или ниже верхнего объекта оснащают струйным аппаратом, здесь рабочий агент закачивают в нагнетательный объект с устья скважины либо через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо - через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, причем определенное количество из закачиваемого расхода рабочего агента направляют через струйный аппарат, соответственно, или в проходную полость колонны труб меньшего диаметра, или же в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, для создания дополнительной депрессии на добывающий объект и подъема его флюида на поверхность скважины.10. The method according to claim 1, characterized in that one of the objects of the well is used as the injection, and the other as the producer, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the column pipes of smaller diameter at a depth or higher or lower than the upper object are equipped with a jet apparatus, here the working agent is pumped into the injection object from the wellhead either through the passage cavity formed between the columns of pipes of larger and smaller diameter, or - h through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, and a certain amount from the injected flow of the working agent is directed through the jet apparatus, respectively, or into the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, or into the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameter, to create additional depression on the producing object and lifting its fluid to the surface of the well. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют два объекта скважины в качестве добывающих, эксплуатируемых фонтанным или насосным, или комбинированным «фонтанно-насосным» способом, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом определенное количество добываемого флюида из объекта с большим приведенным забойным давлением или из объекта, гидравлически связанного с приемом насоса, направляют через струйный аппарат, либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо - в проходную полость колонны труб меньшего диаметра для создания дополнительной депрессии на добывающий объект с меньшим забойным давлением и подъема его флюида на поверхность скважины.11. The method according to claim 1, characterized in that two well objects are used as production, operated by a fountain or pump, or a combined "fountain and pump" method, and the packer is installed either only between objects, or one packer is installed above and the other between objects, while a certain amount of produced fluid from an object with a large bottomhole pressure or from an object hydraulically connected to a pump intake is directed through an inkjet apparatus, or into a passage cavity formed between two columns of pipes of larger and smaller diameters, or - into the passage cavity of a pipe string of smaller diameters to create additional depression on the producing object with lower bottomhole pressure and raise its fluid to the surface of the well. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют два объекта в скважине в качестве добывающих, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом колонны труб меньшего диаметра на глубине или выше, или ниже верхнего объекта оснащают регулятором, клапаном или штуцером, при этом из одного объекта добывают флюиды - жидкие углеводороды, а из другого объекта добывают флюид - углеводородный газ, причем определенное количество добываемого углеводородного газа направляют через регулятор, клапан или штуцер, либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо в проходную полость колонны труб меньшего диаметра для добычи флюида - жидких углеводородов из соответствующего объекта и подъема его на поверхность скважины внутрискважинным газлифтным способом.12. The method according to claim 1, characterized in that two objects are used in the well as production, and the packer is installed either only between the objects, or one packer is installed above and the other between the objects, while the pipe string is smaller in diameter at a depth or higher , or below the upper object, they are equipped with a regulator, valve or fitting, while fluids - liquid hydrocarbons are extracted from one object and fluid - hydrocarbon gas is extracted from another object, and a certain amount of produced hydrocarbon gas is directed By means of a regulator, valve or fitting, either into the passage cavity formed between the pipe columns of larger and smaller diameters, or into the passage cavity of the pipe string of smaller diameters for the production of fluid - liquid hydrocarbons from the corresponding object and its lifting to the surface of the borehole by the gas-lift downhole method. 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве каждого объекта принимают один из элементов: пласт, пропласток, залежь углеводородов, участок интервала перфорации, негерметичный участок ствола скважины, участок ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом, интервал с забуркой бокового ствола скважины, а в качестве добываемого флюида предусматривают углеводороды - нефть, в том числе вязкую, газ, свободный пластовый газ и газоконденсат, в качестве рабочего агента используют воду, газ, жидкость, водонефтяную эмульсию, добываемые флюиды, пар, газожидкостную смесь, ингибитор или промывочную жидкость.13. The method according to claim 1, characterized in that one of the elements is taken as each object: a formation, interlayers, a hydrocarbon deposit, a section of the perforation interval, an unpressurized section of the wellbore, a section of the wellbore with accumulated free formation gas, the interval with side drilling the wellbore, and hydrocarbons — oil, including viscous, gas, free formation gas and gas condensate — are provided as the produced fluid; water, gas, liquid, and oil-in-water emulsion are used as the working agent fluids, steam, gas-liquid mixture, inhibitor or flushing fluid. 14. Способ по п.1 или 13, отличающийся тем, что в качестве нижнего объекта принимают пласт, из которого добывают флюид насосным способом, а в качестве верхнего объекта - участок ствола скважины с накопленным свободным пластовым газом, причем колонну труб большего диаметра выше насоса оснащают, по меньшей мере, одним пакером для разобщения негерметичного участка ствола скважины от приема насоса, при этом добывают флюид из пласта либо через проходную полость колонны труб меньшего диаметра, либо через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, и, соответственно, пластовый свободный газ направляют через перепускной узел или элемент из участка ствола скважины либо в проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, либо в проходную полость колонны труб меньшего диаметра.14. The method according to claim 1 or 13, characterized in that the formation of the fluid from the pumping method is taken as the lower object, and the section of the wellbore with accumulated free formation gas is taken as the upper object, with a pipe string of a larger diameter above the pump equipped with at least one packer to separate the leaky section of the wellbore from the pump intake, while fluid is extracted from the formation either through the passage cavity of the pipe string of smaller diameter, or through the passage cavity formed between the columns s larger pipe and smaller diameter and, accordingly, formation free gas is directed through the bypass unit or element of the portion of the wellbore or into the passage cavity, formed between the columns of tubes of larger and smaller diameter or into the passage cavity of the column of smaller diameter pipes. 15. Установка для раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, включающая последовательно спущенные и установленные в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером механического, импульсного, гидромеханического или гидравлического действия, расположенным между или выше эксплуатационных объектов, и одним перепускным узлом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида, отличающаяся тем, что колонна труб меньшего диаметра оснащена разобщающим элементом и установлена в осевой посадочный канал перепускного узла, при этом полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически связана с призабойной зоной верхнего или нижнего объекта, а полость, образованная между колоннами труб, гидравлически связана с призабойной зоной, наоборот, нижнего или верхнего объекта.15. Installation for separate operation of objects of an injection or production well, including two columns of pipes of larger and smaller diameters arranged one in the other concentrically, which are sequentially lowered and installed in the injection or fountain, pump or gas lift wells, the column of larger pipes equipped with at least one packer of mechanical, pulsed, hydromechanical or hydraulic action located between or above production facilities, and one bypass unit for a medium flow - a working agent or produced fluid, characterized in that the pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element and installed in the axial landing channel of the bypass assembly, while the cavity of the pipe string of smaller diameter is hydraulically connected to the bottomhole zone of the upper or lower object, and the cavity, formed between the pipe columns is hydraulically connected to the bottomhole zone, on the contrary, the lower or upper object. 16. Установка по п.15, отличающаяся тем, что перепускной узел выполнен в виде муфты перекрестного течения с внутренним уплотняющим полым штоком или без него, по меньшей мере, с одним эксцентричным сквозным или несквозным каналом для движения потока среды, соответственно, нижнего или верхнего объекта, осевым несквозным или сквозным каналом для движения потока среды, соответственно, верхнего или нижнего объекта и, по меньшей мере, с одним поперечным-радиальным каналом, соединяющимся либо с осевым несквозным каналом, либо - с эксцентричным несквозным каналом для движения потока среды верхнего объекта, причем разобщающий элемент выполнен в виде корпуса или полого штока с внутренними или наружными уплотнительными элементами.16. Installation according to claim 15, characterized in that the bypass assembly is made in the form of a cross-flow coupling with or without an internal sealing hollow rod, with at least one eccentric through or through passage for the movement of the medium flow, respectively, lower or upper object, axial through or through channel for the movement of the flow of medium, respectively, of the upper or lower object and at least one transverse radial channel, connecting either with an axial through or through channel, or with an eccentric several oznym flow channel for the top object medium, the uncoupling member is a housing or hollow rod with internal or external sealing elements. 17. Установка по п.15, отличающаяся тем, что перепускной узел выполнен в виде ниппеля с поперечными-радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, ниже которых в ниппеле имеется осевой сквозной канал под разобщающий элемент в виде полого штока с упорным буртом, причем либо разобщающий элемент, либо ниппель выполнен, соответственно, с наружными или внутренними уплотнительными элементами.17. Installation according to claim 15, characterized in that the bypass assembly is made in the form of a nipple with transverse radial channels for the movement of the medium flow of the upper object, below which in the nipple there is an axial through channel for the uncoupling element in the form of a hollow rod with a thrust collar, either the uncoupling element or the nipple is made, respectively, with external or internal sealing elements. 18. Установка по п.17, отличающаяся тем, что перепускной узел выполнен в виде корпуса с поперечными-радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, внутри которого размещена подпружиненная или зафиксированная срезными винтами или фиксатором уплотняющая скользящая полая втулка с возможностью гидравлического разобщения поперечных-радиальных каналов от полости корпуса и их соединения с полостью корпуса при спуске в перепускной узел разобщающего элемента в виде полого штока.18. Installation according to claim 17, characterized in that the bypass assembly is made in the form of a housing with transverse-radial channels for the movement of the medium flow of the upper object, inside of which is placed a spring-loaded or fixed with shear screws or a retainer sealing sliding hollow sleeve with the possibility of hydraulic separation of the transverse radial channels from the cavity of the housing and their connection with the cavity of the housing during descent into the bypass node of the uncoupling element in the form of a hollow rod. 19. Установка по п.15, отличающаяся тем, что колонна труб большего диаметра оснащена двумя пакерами, один из которых установлен между объектами для их разобщения, а другой - выше верхнего объекта для исключения воздействия забойного давления верхнего объекта на ствол скважины, при этом пакера спущены в скважину либо раздельно -двумя спусками колонны труб, либо одновременно - одним спуском колонны труб, причем по их действию конструктивно они выполнены в любой комбинации.19. The installation according to clause 15, characterized in that the pipe string of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed between the objects to separate them, and the other is higher than the upper object to exclude the impact of bottomhole pressure of the upper object on the wellbore, while the packer lowered into the well, either separately, by two launches of the pipe string, or at the same time, by one run of the pipe string, and by their action they are structurally made in any combination. 20. Установка по п.19, отличающаяся тем, что колонна труб большего диаметра между пакерами оснащена разъединителем колонны или телескопическим соединением для последовательности или поочередности срыва пакеров при подъеме установки из скважины.20. Installation according to claim 19, characterized in that the pipe string of larger diameter between the packers is equipped with a column disconnector or telescopic connection for the sequence or sequence of failure of the packers when lifting the installation from the well. 21. Установка по п.15, отличающаяся тем, что колонны труб меньшего и/или большего диаметра имеют постоянное или переменное сечение и дополнительно оснащены на глубине или выше, или ниже верхнего и/или нижнего объектов одним или несколькими из элементов - насосом, кожухом насоса, струйным аппаратом, центраторами, по меньшей мере, одной скважинной камерой, съемным или не съемным регулятором, клапаном, штуцером или глухой пробкой, регулирующим устройством с импульсной трубкой управления, разделителем потока среды, циркуляционным устройством, хвостовиком, посадочным ниппелем для съемного клапана, заглушкой, направляющей воронкой.21. Installation according to claim 15, characterized in that the columns of pipes of smaller and / or larger diameters have a constant or variable cross-section and are additionally equipped at a depth or above or below the upper and / or lower objects with one or more of the elements - a pump, a casing pump, jet device, centralizers of at least one downhole camera, removable or non-removable regulator, valve, fitting or blind plug, control device with an impulse control tube, medium flow separator, circulation device, ostovik, landing nipple for a removable valve, plug, guide funnel. 22. Установка для раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, включающая последовательно спущенные и установленные в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером механического, импульсного, гидромеханического или гидравлического действия, расположенным между или выше эксплуатационных объектов, и одним перепускным элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида, отличающаяся тем, что перепускной элемент снизу оснащен посадочным узлом, а колонна труб меньшего диаметра оснащена разобщающим элементом, который установлен в посадочный узел, при этом полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически связана с призабойной зоной нижнего объекта, а полость, образованная между колоннами труб, гидравлически связана через перепускной элемент с призабойной зоной верхнего объекта.22. Installation for separate operation of objects of an injection or production well, including two columns of pipes of larger and smaller diameters arranged one in the other concentrically, which are sequentially lowered and installed in the injection or fountain, pump or gas lift wells, the column of larger pipes equipped with at least one packer of mechanical, pulsed, hydromechanical or hydraulic action located between or above production facilities, and one bypass element ntom for the medium flow - a working agent or produced fluid, characterized in that the bypass element is equipped with a landing unit from below, and the pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element that is installed in the landing unit, while the cavity of the pipe string of smaller diameter is hydraulically connected to the bottomhole zone of the lower object, and the cavity formed between the pipe columns is hydraulically connected through the bypass element with the bottomhole zone of the upper object. 23. Установка по п.22, отличающаяся тем, что посадочный узел выполнен либо в виде ниппеля со сквозным осевым каналом, либо в виде муфты с уплотняющим полым штоком и сквозным осевым каналом, а разобщающий элемент выполнен в виде полого штока или корпуса, перепускной элемент выполнен в виде скважинной камеры или патрубка со сквозными продольными-радиальными каналами для движения потока среды верхнего объекта, причем или разобщающий элемент, или же посадочный узел выполнен с наружными или внутренними уплотнительными элементами.23. The installation according to item 22, wherein the landing unit is made either in the form of a nipple with a through axial channel, or in the form of a coupling with a sealing hollow rod and a through axial channel, and the uncoupling element is made in the form of a hollow rod or body, a bypass element made in the form of a borehole chamber or pipe with through longitudinal radial channels for the movement of the medium flow of the upper object, moreover, either the uncoupling element or the landing unit is made with external or internal sealing elements. 24. Установка по п.22, отличающаяся тем, что колонна труб большего диаметра оснащена двумя пакерами, один из которых установлен между объектами для их разобщения, а другой - выше верхнего объекта для исключения воздействия забойного давления верхнего пласта на ствол скважины, при этом пакера спущены в скважину либо раздельно - двумя спусками колонны труб, либо одновременно - одним спуском колонны труб, причем по их действию конструктивно они выполнены в любой комбинации.24. The installation according to claim 22, characterized in that the pipe string of larger diameter is equipped with two packers, one of which is installed between the objects to separate them, and the other is higher than the upper object to exclude the influence of bottomhole pressure of the upper layer on the wellbore, while the packer lowered into the well either separately - by two runs of the pipe string, or at the same time - by one run of the pipe string, and by their action they are structurally made in any combination. 25. Установка по п.24, отличающаяся тем, что колонна труб большего диаметра между пакерами оснащена разъединителем колонны или телескопическим соединением для последовательности или поочередности срыва пакеров при подъеме установки из скважины.25. Installation according to paragraph 24, wherein the column of pipes of larger diameter between the packers is equipped with a column disconnector or telescopic connection for the sequence or sequence of failure of the packers when lifting the installation from the well. 26. Установка по п.22, отличающаяся тем, что колонны труб меньшего и/или большего диаметра имеют постоянное или переменное сечение и дополнительно оснащены на глубине или выше, или ниже верхнего и/или нижнего объектов одним или несколькими из элементов - насосом, кожухом насоса, струйным аппаратом, центраторами, по меньшей мере, одной скважинной камерой, съемным или не съемным регулятором, клапаном, штуцером или глухой пробкой, регулирующим устройством с импульсной трубкой управления, разделителем потока среды, циркуляционным устройством, хвостовиком, посадочным ниппелем для съемного клапана, заглушкой, направляющей воронкой.26. The installation according to item 22, wherein the columns of pipes of smaller and / or larger diameters have a constant or variable cross-section and are additionally equipped at a depth or higher or lower than the upper and / or lower objects with one or more of the elements - a pump, a casing pump, jet device, centralizers of at least one downhole camera, removable or non-removable regulator, valve, fitting or blind plug, control device with an impulse control tube, medium flow separator, circulation device, ostovik, landing nipple for a removable valve, plug, guide funnel.
RU2006137251/03A 2006-10-20 2006-10-20 Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants RU2328590C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006137251/03A RU2328590C1 (en) 2006-10-20 2006-10-20 Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006137251/03A RU2328590C1 (en) 2006-10-20 2006-10-20 Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006137251A RU2006137251A (en) 2008-04-27
RU2328590C1 true RU2328590C1 (en) 2008-07-10

Family

ID=39452751

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006137251/03A RU2328590C1 (en) 2006-10-20 2006-10-20 Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2328590C1 (en)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2449118C2 (en) * 2010-07-13 2012-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of formation watering determination in their mixture
RU2451164C1 (en) * 2011-02-22 2012-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well and equipment for its implementation
RU2462587C1 (en) * 2011-11-17 2012-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operation of oil-producing high-temperature well
RU2473791C1 (en) * 2011-09-27 2013-01-27 Олег Сергеевич Николаев Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it
RU2474676C1 (en) * 2012-04-09 2013-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multiformation oil deposit development method
RU2477367C1 (en) * 2011-09-07 2013-03-10 Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2495235C1 (en) * 2012-03-06 2013-10-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and device for controlled pumping down to formations
RU2513608C1 (en) * 2012-11-09 2014-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Controlled bypass valve
RU2522837C1 (en) * 2013-05-07 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2534876C1 (en) * 2013-09-13 2014-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve
RU2563865C2 (en) * 2010-03-25 2015-09-20 Брюс Э. ТАНДЖЕТ Construction of well with pressure control, operations system, and methods applied to operations with hydrocarbons, storage and production by dissolution
RU2598948C1 (en) * 2015-09-30 2016-10-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Landing for dual production and injection
RU173106U1 (en) * 2017-05-03 2017-08-11 Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOAD OF A WORKING AGENT IN TWO STRAYS OF ONE WELL
RU2633852C2 (en) * 2016-05-23 2017-10-18 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate production of well fluid and injection of liquid into well and ejector plant for its implementation (versions)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2563865C2 (en) * 2010-03-25 2015-09-20 Брюс Э. ТАНДЖЕТ Construction of well with pressure control, operations system, and methods applied to operations with hydrocarbons, storage and production by dissolution
RU2449118C2 (en) * 2010-07-13 2012-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of formation watering determination in their mixture
RU2451164C1 (en) * 2011-02-22 2012-05-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well and equipment for its implementation
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2477367C1 (en) * 2011-09-07 2013-03-10 Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation
RU2473791C1 (en) * 2011-09-27 2013-01-27 Олег Сергеевич Николаев Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it
RU2462587C1 (en) * 2011-11-17 2012-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of operation of oil-producing high-temperature well
RU2495235C1 (en) * 2012-03-06 2013-10-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and device for controlled pumping down to formations
RU2474676C1 (en) * 2012-04-09 2013-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multiformation oil deposit development method
RU2513608C1 (en) * 2012-11-09 2014-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Controlled bypass valve
RU2522837C1 (en) * 2013-05-07 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2534876C1 (en) * 2013-09-13 2014-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve
RU2598948C1 (en) * 2015-09-30 2016-10-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Landing for dual production and injection
RU2633852C2 (en) * 2016-05-23 2017-10-18 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate production of well fluid and injection of liquid into well and ejector plant for its implementation (versions)
RU173106U1 (en) * 2017-05-03 2017-08-11 Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOAD OF A WORKING AGENT IN TWO STRAYS OF ONE WELL

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006137251A (en) 2008-04-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2521573C2 (en) Method and device to improve reliability of point stimulation
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2459934C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
WO2004063310A2 (en) Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2004139038A (en) METHOD FOR BUILDING AND FINISHING EXPRESSIVE WELLS
RU2334867C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
RU2339807C1 (en) Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU2620099C1 (en) Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
RU2382182C1 (en) Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions
RU2339808C1 (en) Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit
RU2287678C1 (en) Method for extracting heterogeneous oil-bitumen deposit
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU79935U1 (en) CONSTRUCTION OF A MULTIPLE WELL FOR SIMULTANEOUS OPERATION OF MULTIPLE RESURSES OF DIFFERENT PRODUCTIVITY
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2256070C1 (en) Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector

Legal Events

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

Effective date: 20151021