RU2490436C1 - Well operation method - Google Patents

Well operation method Download PDF

Info

Publication number
RU2490436C1
RU2490436C1 RU2012142163/03A RU2012142163A RU2490436C1 RU 2490436 C1 RU2490436 C1 RU 2490436C1 RU 2012142163/03 A RU2012142163/03 A RU 2012142163/03A RU 2012142163 A RU2012142163 A RU 2012142163A RU 2490436 C1 RU2490436 C1 RU 2490436C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
tubing string
oil
water
switch
Prior art date
Application number
RU2012142163/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Миргазиян Закиевич Тазиев
Айрат Рафкатович Рахманов
Равиль Нурович Ахмадиев
Данис Нафисович Даутов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2012142163/03A priority Critical patent/RU2490436C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2490436C1 publication Critical patent/RU2490436C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: well is equipped bottom upwards with a tubing string ended with a packer, submerged pump, switch, two outer and inner annulus of the tubing string which are located concentrically, tubes with holes at the outer tubing string. The well is splitted over the productive stratum. The stratal product is delivered by the submerged pump in a cyclic mode "delivery-stop" from the productive stratum through the tubing string, the switch, tubular annulus between inner and outer tubing string, tubes and holes of tubes into tubular annulus between the production string and outer tubing string. Pressure is created and maintained in the upper pert of the well; it should not be less than oil degassing pressure and more than permissible pressure to the production string. Separation of the stratal product into oil and water is arranged in the upper part of the well. Completeness of separation is controlled by the duration of a half of the operation cycle of the submerged pump till stoppage and by the distance between switch and the tube with a hole. Oil is delivered to oil line. Water is supplied through the switch to inner tubing string and through the pipeline to an injection well by borehole-to-borehole water pumping and/or through tubular annulus between the production string and outer tubing string and tubing string with a packer to the stratum over the packer by borehole water pumping.EFFECT: improvement of oil and water separation degree, increase in injection efficiency of separated water during borehole and borehole-to-borehole pumping of water.1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине и внутрискважинной и/или межскважинной перекачкой отделившейся пластовой воды или при эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.The invention relates to the oil industry and can find application in the operation of an oil producing well with the separation of reservoir products in the well and downhole and / or interwell pumping of separated formation water or when operating a water well in the produced reservoir fluid of which there is oil.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, который предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту кустовым способом, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При этом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов. Затем бурят добывающие скважины. При этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов. После завершения разбуривания участка в пределах куста с учетом полученной максимально возможной геологической информации скважин группируют в единую систему разработки по отношению к нижнему, а заводнение пластов при этом через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка (Патент РФ №2158821, опубл. 10.11.2000).A known method of developing a multilayer oil field, which involves placing wells in a dedicated area of reservoir development according to an approved design by a cluster method, determining reservoir reservoir properties in a section, cyclic injection of produced water through injection wells and taking oil through production wells. In this case, first injection wells are drilled with a deepening of the bottom under the lower production facility until the aquifers are opened. Then drill production wells. Moreover, if the hypsometric marks of the productive formations are below the oil-water contact or the lithological substitution zones for the non-reservoir are opened, the deepening of the bottom of the well continues also until the opening of the mentioned aquifers. After completion of drilling a site within the bush, taking into account the obtained maximum possible geological information, the wells are grouped into a single development system with respect to the bottom, and waterflooding of the reservoirs through injection wells is carried out by downhole or interwell pumping of water from the said aquifers or saline drinking water from the upper horizons located on the territory of the developed section (RF Patent No. 2158821, publ. 10.11.2000).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ межскважинной перекачки жидкости, который включает отбор нефти из пласта, отбор пластовой воды через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт. Согласно изобретению межскважинную перекачку жидкости проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. В качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины. Отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины ведут в пласт с невыработанными запасами нефти. Отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину. В водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линии закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины. После заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу. При этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяют по аналитическому выражению (Патент РФ №2290500, опубл. 27.12.2006 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of cross-hole fluid pumping, which includes the selection of oil from the reservoir, the selection of produced water through water wells and pumping produced water through injection wells into the formation. According to the invention, cross-hole pumping of liquids is carried out when the produced oil is watered above the profitability limit of its production — when the produced oil has a water cut of about 98.0-99.9%. As production wells, former production wells are used. The formation water is taken from the irrigated reservoir, the injection of produced water through injection wells is carried out into the reservoir with undeveloped oil reserves. The selection of oil from the reservoir is through a water well. In a water well, oil and water are separated. Water is withdrawn from the tubing string and is pumped through the flow and water lines into injection wells. Oil is accumulated in the annulus of the well. After filling the annulus of the well with oil, the well is stopped, the fluid is circulated in the well, the oil is forced out of the annulus into the pipeline with a reverse water flow and the well is put into operation. The time of filling the annulus of the well with oil is determined by the analytical expression (RF Patent No. 2290500, publ. 12/27/2006 - prototype).

Недостатком известных технических решений является невысокая степень разделения пластовой продукции на нефть и воду, невысокая эффективность нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.A disadvantage of the known technical solutions is the low degree of separation of reservoir products into oil and water, and the low efficiency of injection of separated water during inter- or downhole pumping.

В предложенном изобретении решается задача повышения степени разделения пластовой продукции на нефть и воду, и повышение эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.The proposed invention solves the problem of increasing the degree of separation of reservoir products into oil and water, and increasing the efficiency of injection of separated water during inter- or downhole pumping.

Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся в том, что скважину снабжают снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб, патрубком с отверстиями на наружной колонне насосно-компрессорных труб, разделяют скважину пакером над нижним продуктивным пластом, подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из нижнего продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубка в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб, создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну, в верхней части скважины организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду, регулируют полноту разделения жидкости продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубком с отверстиями, направляют нефть в нефтяную линию, подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды.The problem is solved by the method of operating the well, namely, that the well is supplied from bottom to top with a tubing string with a packer at the end, a downhole pump, a commutator, two concentrically arranged outer and inner tubing string, a nozzle with holes in the outer tubing string compressor pipes, divide the well with a packer above the lower reservoir, feed the reservoir products with a downhole pump in a cyclic "feed-stop" mode from the lower reservoir about the tubing string, through the switch, the annulus between the inner and outer tubing strings, the nozzle and the nozzle hole in the annulus between the production string and the outer tubing string, do not create and maintain pressure in the upper part of the well less than the gas degassing pressure and no more than the permissible pressure on the production casing, in the upper part of the well, the separation of reservoir products into oil and water is organized, the completeness of the liquid separation is carried out for the half-cycle of the “stop” deep-well pump and the distance between the switch and the nozzle with holes, the oil is sent to the oil line, water is supplied through the switch to the inner tubing string and through the pipeline to the injection well by cross-pumping water and / or along the annulus between the production string and the outer tubing string and the tubing string with the packer in the formation above the packer inside downhole pumping of water.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Существующие технические решения, направленные на скважинную сепарацию (разделение) пластовой продукции на нефть и воду, обладают невысокой степенью разделения пластовой продукции на нефть и воду, невысокой эффективностью нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.Existing technical solutions aimed at borehole separation (separation) of formation products into oil and water have a low degree of separation of formation products into oil and water, and low efficiency of injection of separated water during inter- or downhole pumping.

Невысокая степень разделения пластовой продукции связана с применением динамического режима разделения, при котором скважинный насос работает в постоянном режиме. При этом создается турбулентное движение жидкости, способствующее перемешиванию нефти и воды и замедлению разделения жидкостей.A low degree of separation of reservoir products is associated with the use of a dynamic separation mode, in which the well pump operates in a constant mode. This creates a turbulent motion of the liquid, contributing to the mixing of oil and water and slowing down the separation of liquids.

Невысокая эффективность нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке обусловлена появившемся в скважине нефтяным газом, являющимся сжимаемой средой и создающим в скважине своеобразный буфер, на сжатие которого тратится основная энергия насоса, тогда как давление закачки воды при межскважинной или внутрискважинной перекачке оказывается недостаточным для закачки воды в пласты.The low efficiency of injection of the separated water during inter- or downhole pumping is caused by oil gas appearing in the well, which is a compressible medium and creates a kind of buffer in the well that compresses the main pump energy, while the pressure of water injection during cross-well or downhole pumping is insufficient for injection water into the strata.

В предложенном изобретении решается задача повышения степени разделения пластовой продукции на нефть и воду и повышение эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке. Задача решается следующим образом.The proposed invention solves the problem of increasing the degree of separation of reservoir products into oil and water and increasing the efficiency of injection of separated water during inter- or downhole pumping. The problem is solved as follows.

Скважину снабжают компоновкой, представленной на фиг.1.The well is provided with the arrangement shown in FIG. 1.

Компоновка содержит снизу вверх: пакер 1, разобщающий нижний продуктивный 2 и верхний поглощающий пласт 3, установленный на колонне насосно-компрессорных труб 4, на которой выше размещен электроцентробежный насос 5, снабженный расходомером и системой телеметрии (не показаны). На верхнем конце колонны насосно-компрессорных труб 4 установлен коммутатор 6, соединенный с двумя концентрично расположенными наружной 7 и внутренней 8 колоннами насосно-компрессорных труб, патрубком 9 с отверстиями 10 на наружной 7 колонне насосно-компрессорных труб. Коммутатор 6 соединяет внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 4 с межтрубным пространством между наружной 7 и внутренней 8 колоннами насосно-компрессорных труб, которое в свою очередь соединено с патрубком 9 и через отверстия 10 патрубка 9 с межтрубным пространством скважины 11 между эксплуатационной колонной 12 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб. Одновременно коммутатор 6 соединяет межтрубное пространство скважины 10 с внутренним пространством внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб. На устье скважина 11 имеет обвязку с запорной арматурой и штуцерами. Внутренняя 8 колонна насосно-компрессорных труб соединена трубопроводами с одной или несколькими нагнетательными скважинами (не показаны). Скважину эксплуатируют следующим образом.The arrangement contains from bottom to top: a packer 1, uncoupling the lower productive 2 and the upper absorbing layer 3, mounted on the tubing string 4, on which the electric centrifugal pump 5 is located above, equipped with a flowmeter and a telemetry system (not shown). At the upper end of the tubing string 4, a switch 6 is installed, connected to two concentrically arranged outer 7 and inner 8 tubing string, pipe 9 with holes 10 on the outer 7 tubing string. The switch 6 connects the inner space of the tubing string 4 to the annulus between the outer 7 and the inner 8 tubing string, which in turn is connected to the pipe 9 and through the openings 10 of the pipe 9 with the annular space 11 of the well between the production string 12 and external 7 column tubing. At the same time, the switch 6 connects the annular space of the well 10 with the inner space of the inner 8 of the tubing string. At the wellhead, the well 11 has a strapping with shutoff valves and fittings. The inner 8 tubing string is connected by pipelines to one or more injection wells (not shown). The well is operated as follows.

Разделяют скважину пакером 1 над нижним продуктивным пластом 2, подают пластовую продукцию электроцентробежным насосом 5 в циклическом режиме «подача-остановка» из нижнего продуктивного пласта 2 по колонне насосно-компрессорных труб 4, через коммутатор 6, межтрубное пространство между внутренней 8 и наружной 7 колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок 9 и отверстия 10 в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной 12 скважины 11 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб. Создают и поддерживают в верхней части скважины 11 давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну 12. В верхней части скважины 11 организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду. Регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы электроцентробежного насоса 5 «остановка» и расстоянием между коммутатором 6 и патрубком 9 с отверстиями 10. Направляют нефть в нефтяную линию. Ограничивают расход нефти штуцированием и запорной арматурой типа задвижек. В зависимости от потребностей системы поддержания пластового давления подают воду через коммутатор 6 во внутреннюю 8 колонну насосно-компрессорных труб и по наземному трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной 12 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб 4 с пакером 1 в верхний поглощающий пласт 3 над пакером 1 внутрискважинной перекачкой воды. Путь подачи воды регулируют запорной арматурой на устье скважины, перекрывая или открывая выход из внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб.The well is divided by packer 1 above the lower reservoir 2, the reservoir products are fed by an electric centrifugal pump 5 in a cyclic "feed-stop" mode from the lower reservoir 2 through the tubing string 4, through the switch 6, the annulus between the inner 8 and the outer 7 columns tubing, pipe 9 and hole 10 in the annular space between the production casing 12 of the well 11 and the outer 7 column of tubing. Create and maintain in the upper part of the well 11 a pressure of not less than the gas degassing pressure and not more than the permissible pressure on the production casing 12. In the upper part of the well 11, the separation of formation products into oil and water is organized. Regulate the completeness of the separation of the half-cycle of the operation of the electric centrifugal pump 5 “stop” and the distance between the switch 6 and the pipe 9 with holes 10. Direct the oil to the oil line. Limit oil consumption by fitting and shutoff valves such as valves. Depending on the needs of the reservoir pressure maintenance system, water is supplied through the switch 6 to the inner 8 tubing string and through the surface pipeline to the injection well by inter-well water transfer and / or through the annulus between the production string 12 and the outer 7 tubing string and a tubing string 4 with a packer 1 into the upper absorption layer 3 above the packer 1 by downhole pumping of water. The water supply path is regulated by shutoff valves at the wellhead, blocking or opening the outlet from the inner 8 column of tubing.

В результате удается избежать разгазирования нефти в скважине и, тем самым, создать условия для организации высокого давления, достаточного для закачки воды в циклическом режиме. Циклический режим благотворно сказывается на приемистости скважины и вытеснении нефти из застойных зон залежи. Также позволяет производить разделение нефти значительное время в статическом режиме, что предопределяет полноту сепарации.As a result, it is possible to avoid the degassing of oil in the well and, thereby, create conditions for the organization of high pressure sufficient to pump water in a cyclic mode. The cyclic regime has a beneficial effect on the injectivity of the well and the displacement of oil from stagnant zones of the reservoir. It also allows the separation of oil for a considerable time in static mode, which determines the completeness of separation.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Эксплуатируют водозаборную скважину, добывающую пластовую воду для целей поддержания пластового давления с содержанием нефти 2,8%. Давление разгазирования нефти составляет 8,4 МПа, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 11,0 МПа. Скважину 11 оборудуют согласно фиг.1. Продуктивный пласт 2 расположен на глубине 1798 м. В качестве глубинного насоса 5 используют электроцентробежный насос марки ЭЦНА-160-2000 производительностью 160 м3/сут, напором 2000 м, оснащенный устройством плавного пуска. Коммутатор 6 размещен на глубине 1300 м, переводники с отверстиями 9 - на глубине 290 и 300 м соответственно. Внутренняя колонна насосно-компрессорных труб 8 имеет условный диаметр 48 мм, наружная 7-89 мм. Колонна насосно-компрессорных труб 4 имеет условный диаметр 73 мм. Патрубки 9 имеют по 12 калиброванных отверстий 10 диаметром 20 мм. Скважина 11 имеет эксплуатационную колонну 12 с условным диаметром 168 мм.A water well is used that produces formation water for the purpose of maintaining reservoir pressure with an oil content of 2.8%. The oil degassing pressure is 8.4 MPa, the permissible pressure on the production casing is 11.0 MPa. Well 11 is equipped according to figure 1. Productive formation 2 is located at a depth of 1798 m. An electric centrifugal pump of the ETsNA-160-2000 brand with a capacity of 160 m 3 / day and a pressure of 2000 m and equipped with a soft start device is used as a deep pump 5. Switch 6 is located at a depth of 1300 m, sub with holes 9 - at a depth of 290 and 300 m, respectively. The inner column of the tubing 8 has a nominal diameter of 48 mm, the outer 7-89 mm. The tubing string 4 has a nominal diameter of 73 mm. The nozzles 9 have 12 calibrated holes 10 with a diameter of 20 mm Well 11 has a production casing 12 with a nominal diameter of 168 mm.

Периодический режим работы электроцентробежного насоса 5 назначают следующим: 8 мин - работа, 2 мин - остановка. Обвязкой на линии подачи нефти на устье в скважине 11 поддерживают давление в пределах от 10,0 до 10,5 МПа. Суммарный дебит скважины при работе в периодическом режиме составляет 125 м3/сут. Жидкость, содержащая нефть и часть воды, в объеме 25 м3/сут поступает в нефтяную линию на групповую замерную установку. Дебит отделившейся нефти в данном объеме составляет 2,7 м3/сут. Очищенная от нефти вода в объеме 100 м3/сут закачивается в соседнюю нагнетательную скважину по системе наземных трубопроводов, реализуя межскважинную перекачку воды.The periodic mode of operation of the electric centrifugal pump 5 is assigned as follows: 8 min - work, 2 min - stop. The harness on the oil supply line to the wellhead in the well 11 maintain a pressure in the range of 10.0 to 10.5 MPa. The total production rate of the well during periodic operation is 125 m 3 / day. A liquid containing oil and part of the water, in a volume of 25 m 3 / day, enters the oil line to a group metering unit. The rate of separated oil in this volume is 2.7 m 3 / day. Water purified from oil in a volume of 100 m 3 / day is pumped into an adjacent injection well through a system of onshore pipelines, realizing cross-well pumping of water.

Применение предложенного способа на данной скважине позволило добывать дополнительно 2,7 м3/сут нефти, что свидетельствует о более полном разделении в скважине пластовой жидкости на нефть и воду. Повысилась приемистость пластов в нагнетательной скважине на 18%.The application of the proposed method in this well made it possible to produce an additional 2.7 m 3 / day of oil, which indicates a more complete separation of formation fluid in the well into oil and water. The injectivity of the layers in the injection well increased by 18%.

Применение предложенного способа позволит повысить степень разделения пластовой продукции на нефть и воду и повысить эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.The application of the proposed method will increase the degree of separation of reservoir products into oil and water and increase the efficiency of injection of separated water during inter- or downhole pumping.

Claims (1)

Способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что скважину снабжают снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб, патрубками с отверстиями на наружной колонне насосно-компрессорных труб, разделяют скважину пакером над продуктивным пластом, подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубков в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб, создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну, в верхней части скважины организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду, регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубками с отверстиями, направляют нефть в нефтяную линию, подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды. The method of operating the well, which consists in the fact that the well is supplied from bottom to top with a tubing string with a packer at the end, a downhole pump, a switch, two concentrically arranged outer and inner tubing string, nozzles with holes in the outer tubing string , divide the well with a packer above the reservoir, supply the reservoir products with a deep pump in a cyclic "feed-stop" mode from the reservoir through the tubing string pipes, through the switch, the annulus between the inner and outer tubing strings, the nozzle and the nozzle openings in the annulus between the production casing and the outer tubing string, create and maintain at the top of the well a pressure of at least the oil degassing pressure and no more than permissible pressure on the production casing; in the upper part of the well, the separation of formation products into oil and water is organized, the completeness of separation of production is regulated by the half-cycle operation of the “stop” deep-well pump and the distance between the switch and the nozzle with holes, direct oil to the oil line, supply water through the switch to the inner string of the tubing and through the pipeline to the injection well by inter-well water transfer and / or through the annular space between a production string and an outer tubing string and a tubing string with a packer in the formation above the packer by downhole pumping.
RU2012142163/03A 2012-10-04 2012-10-04 Well operation method RU2490436C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012142163/03A RU2490436C1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 Well operation method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012142163/03A RU2490436C1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 Well operation method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2490436C1 true RU2490436C1 (en) 2013-08-20

Family

ID=49162859

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012142163/03A RU2490436C1 (en) 2012-10-04 2012-10-04 Well operation method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2490436C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540715C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of multiple-zone oil deposit
RU2540714C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2547860C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of oil deposits
RU2547857C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of multireservoir oil deposits

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1483042A1 (en) * 1987-07-16 1989-05-30 Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Apparatus for intermittent separate production of oil and water from well
US5842520A (en) * 1996-01-02 1998-12-01 Texaco Inc. Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps
RU2290500C1 (en) * 2005-06-23 2006-12-27 ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for inter-well transit of liquid
CN101025080A (en) * 2006-12-26 2007-08-29 大庆油田有限责任公司 Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator
RU2344272C2 (en) * 2007-03-14 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" Well structure and method of multipay oil pool development
RU2394153C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2395672C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Water oil well operation plant
RU2443858C2 (en) * 2010-06-03 2012-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for extraction of well product and water pumping to formation

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1483042A1 (en) * 1987-07-16 1989-05-30 Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Apparatus for intermittent separate production of oil and water from well
US5842520A (en) * 1996-01-02 1998-12-01 Texaco Inc. Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps
RU2290500C1 (en) * 2005-06-23 2006-12-27 ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for inter-well transit of liquid
CN101025080A (en) * 2006-12-26 2007-08-29 大庆油田有限责任公司 Method for realizing high-water containing same-well injection-production by multi-cup equi-flow type down-hole oil-water separator
RU2344272C2 (en) * 2007-03-14 2009-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" Well structure and method of multipay oil pool development
RU2394153C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2395672C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Water oil well operation plant
RU2443858C2 (en) * 2010-06-03 2012-02-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for extraction of well product and water pumping to formation

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540715C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method of multiple-zone oil deposit
RU2540714C1 (en) * 2014-03-17 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2547860C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of oil deposits
RU2547857C1 (en) * 2014-05-28 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Method of development of multireservoir oil deposits

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2551715C2 (en) Device for fluid streaming with pressure-dependent flow switching unit
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2015156402A (en) METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS
RU2490436C1 (en) Well operation method
CN102472089A (en) System and method for intermittent gas lift
CN111946300A (en) Same-well same-layer multi-lateral self-injection-production downhole fluid separation self-driving well and production method
US20150330158A1 (en) Apparatuses, systems, and methods for injecting fluids into a subterranean formation
RU2431737C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2539486C1 (en) Method for oil development with horizontal wells
RU2260681C2 (en) Oil and gas deposit development method
AU2017234997B2 (en) Pressure sensing system
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
RU2317407C1 (en) Well operation method
US3357492A (en) Well completion apparatus
RU2438008C1 (en) Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation
US20140190751A1 (en) Method and System for Drilling with Reduced Surface Pressure
RU2228433C2 (en) Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method
CN111963119A (en) Same-well multi-layer self-injection-production underground fluid separation self-driving well and production method
RU2290500C1 (en) Method for inter-well transit of liquid
US3250326A (en) Method and apparatus for storage of gaseous substances in an underground aquifer
RU2491418C1 (en) Method to develop multizone oil reservoir
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2391493C2 (en) Method to extract oil or gas from multipay well and device to this end
US8025108B2 (en) Subterranean methods of processing hydrocarbon fluid-containing deposits and hydrocarbon recovery arrangements for recovering hydrocarbon-containing fluid from hydrocarbon-containing deposits
RU2743119C1 (en) Adjustable gas lift unit