RU2534688C2 - Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) - Google Patents
Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534688C2 RU2534688C2 RU2012135910/03A RU2012135910A RU2534688C2 RU 2534688 C2 RU2534688 C2 RU 2534688C2 RU 2012135910/03 A RU2012135910/03 A RU 2012135910/03A RU 2012135910 A RU2012135910 A RU 2012135910A RU 2534688 C2 RU2534688 C2 RU 2534688C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- fluid
- well
- injection well
- bypass
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти путем гравитационного разделения флюида в скважине на углеводородные флюиды и пластовую воду с последующим отбором нефти в виде углеводородных флюидов и закачкой пластовой воды в поглощающий пласт, а также для контроля и проведения прямых замеров на устье.The invention relates to the oil industry and can be used in oil production by gravitational separation of the fluid in the well into hydrocarbon fluids and produced water, followed by the selection of oil in the form of hydrocarbon fluids and pumping formation water into the absorbing reservoir, as well as for monitoring and direct measurements at the wellhead .
Известна Система для утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, содержащая, по меньшей мере, одну добывающую скважину, соединенную с сепаратором, выход сепаратора по нефти с остаточными водой и газом соединен с первым насосом-компрессором, выход или выходы сепаратора по воде и газу соединены со вторым насосом-компрессором, выход которого соединен с диспергатором, соединенным с нагнетательной скважиной или с водораспределительной гребенкой нагнетательных скважин (Патент РФ №2317408, E21B 43/16 опубл. 20.02.2008 г.).Known System for the utilization of associated produced oil gas and produced water, containing at least one producing well connected to a separator, the output of the separator for oil with residual water and gas connected to the first pump-compressor, the output or outputs of the separator for water and gas connected to a second pump-compressor, the outlet of which is connected to a dispersant connected to an injection well or to a water distribution comb of injection wells (RF Patent No. 2317408, E21B 43/16 publ. 02.20.2008).
Недостатком данного технического решения является то, что данная система имеет сложную конструкцию и ограничено в применении.The disadvantage of this technical solution is that this system has a complex structure and is limited in application.
Известен Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, заключающийся в том, что продукцию скважины направляют на сепаратор, в котором ее разделяют на малообводненную нефть с остаточным газом, воду и газ, затем воду и газ в смеси направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают водогазовую смесь в нагнетательную скважину или скважины, при этом перед закачкой водогазовой смеси в нагнетательную скважину или скважины на выходе из насоса-компрессора диспергируют водогазовую смесь с получением мелкодисперсной водогазовой смеси с газосодержанием от 10 до 30 об.% при давлении 15 МПа и выше. (Патент РФ №2317408, ED21B 43/16 опубл. 20.02.2008 г.).The known Method of utilization of associated gas and produced water, which consists in the fact that the production of the well is directed to a separator, in which it is divided into low-water oil with residual gas, water and gas, then water and gas in the mixture are sent to receive at least , one compressor pump, and inject the water-gas mixture into the injection well or wells, while before injecting the water-gas mixture into the injection well or wells, the gas-water mixture is dispersed at the outlet of the compressor pump to obtain a finely divided water-gas mixture with a gas content of 10 to 30 vol.% at a pressure of 15 MPa and above. (RF patent No. 2317408, ED21B 43/16 publ. 02.20.2008).
Недостатком данного технического решения является то, что данное решение ограничено в применении, кроме того, способ не предусматривает утилизацию воды в пласт в пределах одной добывающей или нагнетательной скважины.The disadvantage of this technical solution is that this solution is limited in application, in addition, the method does not provide for the disposal of water into the reservoir within the same production or injection wells.
Известна Система сбора продукции высокообводненных скважин и утилизации пластовой воды, содержащая добывающие скважины, добывающие скважины с высокой обводненностью и бездействующие обводненные скважины, групповую замерную установку - ГЗУ, насос-компрессор, выход которого через распределительную гребенку соединен с нагнетательными скважинами, отличающаяся тем, что добывающие скважины с высокой обводненностью соединены выкидными линиями ГЗУ непосредственно, по крайней мере, с одним насосом-компрессором для закачки продукции скважин с высокой обводненностью в бездействующие обводненные скважины по выкидным линиям ГЗУ и далее по лифтовым трубам через насадок, состоящий из головки с присоединительной резьбой и двух отводов, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которые обеспечивают возможность формирования плоского тангенциального пристеночного нисходящего под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины потока закачиваемой жидкости, в центральной части которого обеспечена нулевая скорость нисходящего потока с вытеснением в нее глобул нефти и газа и образованием их восходящего потока с непрерывным накоплением в верхней части ствола скважины, при этом отбор нефти и газа обеспечен из межтрубного пространства фонтанным способом в нефтесборный коллектор с нагнетанием воды в пласт (Патент РФ №2435943, E21B 43/16 опубл. 10.12.2011 г., прототип).Known System for the collection of products of high-water wells and utilization of produced water, containing production wells, production wells with high water cut and idle water-logged wells, a group metering unit - GZU, a pump-compressor, the outlet of which is connected to injection wells through a distribution comb, characterized in that the production wells wells with high water cut are connected by flow lines of the GZU directly to at least one pump-compressor for injection of well products with high water cut to inactive waterlogged wells along flow lines of gas distribution lines and then through elevator pipes through nozzles, consisting of a head with a connecting thread and two branches, inside of which there is a vertical channel and a lattice of guide plates that provide the possibility of forming a flat tangential wall descending at an angle of 45 ° to the cross section of the wellbore of the injected fluid flow, in the central part of which a zero velocity of the downward flow from the displaced by dropping oil and gas globules into it and forming their upward flow with continuous accumulation in the upper part of the wellbore, while oil and gas are provided from the annulus in a fountain way to the oil collector with water injection into the formation (RF Patent No. 2435943, E21B 43 / 16 publ. 12/10/2011, prototype).
Недостатком данного технического решения является то, что система сбора очень сложная, дорогая в использовании и нуждается в обвязке на устье с замерной установкой - ГЗУ, насос-компрессором и др.The disadvantage of this technical solution is that the collection system is very complex, expensive to use and needs to be tied up at the mouth with a metering unit - gas pump, compressor pump, etc.
Известен Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды, заключающийся в том, что продукцию обводненных скважин направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают через распределительную гребенку в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку осуществляют в бездействующие обводнившиеся скважины по лифтовым трубам через насадок, имеющий два отвода, внутри которых расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которыми формируют плоский тангенциальный пристеночный нисходящий под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины поток закачиваемой жидкости (Патент РФ №2435944, E21B 43/16 опубл. 10.12.2011 г., прототип).The known Method of utilization of associated produced gas and produced water, which consists in the fact that the production of waterlogged wells is directed to receive at least one compressor pump and pumped through a distribution comb into injection wells, characterized in that the injection is carried out in idle waterlogged wells through elevator pipes through nozzles having two branches, inside of which there is a vertical channel and a lattice of guide plates, which form a flat tangential wall ny downward angle of 45 ° to the cross section of the wellbore flow of injected fluid (RF Patent №2435944, E21B 43/16 publ. 10.12.2011, the prototype).
Недостатком данного технического решения является ограничение в его использовании, так как закачку осуществляют только в бездействующие скважины по лифтовым трубам. Кроме того, в указанном способе не предусмотрена внутрискважинная утилизация пластовой воды в пласт в пределах одной добывающей или нагнетательной скважины.The disadvantage of this technical solution is the limitation in its use, since the injection is carried out only in dormant wells through elevator pipes. In addition, this method does not provide for downhole utilization of formation water into the formation within the same production or injection well.
Предлагаемые технические решения позволяют избежать указанные выше недостатки, а также позволяют утилизировать скважинную жидкость в виде пластовой воды и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившихся от пластовой воды, непосредственно из скважины, тем самым упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, что позволяет уменьшить затраты на отделение и перекачку пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды.The proposed technical solutions avoid the above disadvantages, and also allow to utilize well fluid in the form of produced water and extract oil in the form of anhydrous or low-water hydrocarbon fluids, partially or completely separated from produced water, directly from the well, thereby simplifying the oil production process in in the form of hydrocarbon fluids due to downhole cleaning of the fluid from produced water without changing the wellhead piping, which allows to reduce the cost of production ix and pumping of produced water, as well as anti-corrosion and protivosolevye events in the system of collection and disposal of produced formation water.
Поставленная цель достигается тем, что Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающая скважину с продуктивным и поглощающим пластами, НКТ, по меньшей мере, один пакер, установленный между продуктивным и поглощающим пластами, перепускные отверстия, выполненные с возможностью гидравлической связи между трубным и межтрубным пространствами, глубинный насос, устьевую арматуру с задвижками, дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, по меньшей мере, одним перепускным устройством, разъединителем, по меньшей мере, одним посадочным устройством, полой вставкой с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом, по меньшей мере, одним сквозным отверстием, по меньшей мере, одной вставкой в виде перемычки, расположенной в НКТ и выполненной сборной или монолитной, что вставка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием.This goal is achieved in that the Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1), including a well with productive and absorbing layers, tubing, at least one packer installed between the productive and absorbing layers, overflow holes made with the possibility of hydraulic connection between the tube and annular spaces, the downhole pump, wellhead valves with valves, is additionally equipped with at least one measuring device, at least one per a bypass device, a disconnector, at least one landing device, a hollow insert with at least one sealing unit, at least one through hole, at least one insert in the form of a jumper located in the tubing and made team monolithic that the insert is additionally provided with at least one through hole and at least one bypass hole.
Способ добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1), включающий скважину с продуктивным и поглощающим пластами, установку в скважину НКТ, глубинного насоса, по меньшей мере, одного пакера между продуктивным и поглощающим пластами, отбор флюида из продуктивного пласта и подачу его посредством глубинного насоса через трубное пространство в межтрубное пространство, гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды осуществляют посредством перепуска флюида через перепускные отверстия из трубного пространства в межтрубное пространство, после чего осуществляют извлечение углеводородных флюидов из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт, утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом, или самотеком, трубное пространство представляет собой внутреннее пространство полой вставки, извлечение углеводородных флюидов из скважины осуществляют из межтрубного или трубного пространств скважины посредством устьевой арматуры, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводороды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве физических свойств добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида физическим свойствам закачиваемой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводороды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве значений плотности закачиваемой воды, замеренной на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала, плотности закачиваемой пластовой воды, дополнительно определяют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды по данным глубинных измерительных приборов при равенстве физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала физическим параметрам закачиваемой пластовой воды, задают режим отбора углеводородных флюидов посредством установки перепускных устройств на входе в устьевую арматуру, задают режим отбора флюида или закачки пластовой воды посредством установки посадочного элемента с перепускным устройством, дополнительно осуществляют контрольные замеры дебита и обводненности флюида в скважине устьевыми прямыми замерами дебита и обводненности закрытом перепускном устройстве или перепускных устройств и открытой устьевой задвижке без закачки в поглощающий пласт, дополнительно осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине посредством глубинных геофизических измерительных приборов.A method of oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1), which includes a well with productive and absorbing layers, installation of a well pump, at least one packer between the productive and absorbing layers in the well, the selection of fluid from the reservoir and supply by means of a deep pump through the pipe space into the annular space, the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids is carried out by passing the fluid through the bypass openings then from the pipe space to the annular space, after which hydrocarbon fluids are extracted from the well with the simultaneous disposal of formation water into the absorption formation, the formation water is forcedly removed into the absorption formation by pressure created by the deep pump or by gravity, the pipe space is an internal hollow space inserts, the extraction of hydrocarbon fluids from the well is carried out from the annulus or tube space of the well by wellhead ar matura, additionally determine the end of the gravitational separation of the fluid into water and hydrocarbons according to the data of deep measuring instruments with the equality of the density of the injected fluid over the perforation interval with the density of the formation water, additionally determine the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids according to the data of the deep measuring instruments with the equality of specific electrical resistance of the injected fluid and produced water, additionally determine the end of the gravel the separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids according to the data of deep measuring instruments with the equality of the physical properties of the produced reservoir water after its separation from the produced fluid to the physical properties of the injected water, additionally determine the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids according to the data of the deep measuring instruments the equality of the values of electrical resistivity or conductivity of injected formation water, measured at given distances above the absorbed interval, additionally determine the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbons according to the data of in-depth measuring instruments when the density of the injected water measured at specified distances above the absorbed interval, the density of the injected formation water is equal, additionally determine the end of the gravitational separation of the fluid into the formation water and hydrocarbon fluids according to the data of in-depth measuring instruments with equal physical vapor ameters of injected water, measured at specified distances above the absorbed interval, to the physical parameters of injected formation water, the mode of selection of hydrocarbon fluids is set by installing bypass devices at the inlet of the wellhead, the mode of selection of fluid or injection of formation water by setting a planting element with a bypass device is additionally carried out control measurements of flow rate and water cut of the fluid in the well by wellhead direct measurements of flow rate and water cut of a closed usknom device or devices bypass gate valve and open wellhead without injection into the absorbing layer, further comprising flow rate and water cut measurement fluid downhole through deep geophysical instruments.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающая добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины, устьевую арматуру с задвижками, при этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками, НКТ заданной длины нагнетательной скважины дополнительно снабжена заглушкой и, по меньшей мере, одним перепускным отверстием, муфтами с перепускными отверстиями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором, перепускными устройствами, которые расположены в устьевой арматуре нагнетательной скважины или добывающей скважины, пакером с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2), including a production well equipped with tubing with a deep pump, an injection well equipped with tubing of a given length, wellhead valves with valves, and tubing of a producing well and tubing of a given length of the injection well interconnected by wellhead valves with valves, the tubing of a given length of the injection well is additionally equipped with a plug and at least one bypass hole, couplings with usknymi holes, it is further provided with at least one measuring device, the bypass devices are arranged in the wellhead fixture injection well or the production well with a packer bypass tube disposed in the injection well.
Способ добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2), включающий добывающую скважину с продуктивным пластом и нагнетательную скважину с поглощающим пластом, установку в добывающую скважину НКТ и глубинного насоса, установку в нагнетательную скважину НКТ заданной длины, отбор флюида с заданным давлением из добывающей скважины через НКТ с флюида с заданным давлением в НКТ заданной длины нагнетательной скважины через устьевую арматуру, гравитационное разделение флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважине на пластовую воду и углеводородные флюиды, которое осуществляют посредством перепуска флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины, извлечение углеводородных флюидов из межтрубного пространства нагнетательной скважины посредством устьевой арматуры с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт нагнетательной скважины, при этом перепуск флюида из НКТ заданной длины нагнетательной скважины в межтрубное пространство нагнетательной скважины осуществляют через, по меньшей мере, одно перепускное отверстие в НКТ заданной длины, утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт осуществляют самотеком или принудительно под давлением, созданным глубинным насосом, режим отбора флюида из НКТ добывающей скважины регулируют установкой перепускных устройств в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств в устьевой арматуре нагнетательной скважины, задают режим отбора флюида или закачки пластовой воды посредством установки посадочного элемента с перепускным устройством.A method of oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2), including a production well with a productive formation and an injection well with an absorbing formation, installation of a tubing and a downhole pump in a producing well, installation of a specified length of tubing into a injection well, and selection of a fluid with a given pressure from a producing well through a tubing from a fluid with a predetermined pressure into a tubing of a given length of an injection well through wellhead fittings, gravitational separation of fluid in the annulus of the supercharger a well to produced water and hydrocarbon fluids, which is carried out by transferring fluid from the tubing of a predetermined length of the injection well into the annulus of the injection well, extracting hydrocarbon fluids from the annulus of the injection well by means of wellheads while disposing of the produced water into the absorbing formation of the injection well, fluid transfer from the tubing of a given length of the injection well into the annulus of the injection well they are routed through at least one bypass hole in the tubing of a given length, the utilization of formation water into the absorbing reservoir is carried out by gravity or forcedly under pressure created by the deep pump, the mode of fluid selection from the tubing of the producing well is controlled by the installation of bypass devices in the form of a fitting or input regulator in the wellhead reinforcement of the injection well or at the outlet of the wellhead armature of the producing well, the hydrocarbon fluid selection mode is set by installing bypass devices in the mouth Eve fixture injection well, set the selection mode of the fluid injection or formation water by installing a seating member with an overflow device.
На фиг.1 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным отверстием для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую в верхний пласт, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства, на фиг.2 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным клапаном, на фиг.3 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, НКТ с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором, на фиг.4-5 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше и ниже насоса, НКТ с перепускными отверстиями, со вставкой в виде глухой перемычки, дистанционно управляемый с устья пакер в состоянии «закрыто-запакеровано» (фиг.4) и в состоянии «открыто» фиг.5, на фиг.6 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, на фиг.7 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.8 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) для контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с дистанционно управляемым клапаном в состоянии «открыто», на фиг.9 изображена Установка для добычи нефти и утилизации пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с вставкой, на фиг.10 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН с кожухом, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ со вставкой, с перепускными отверстиями и со сквозным отверстием для отвода газа, полая вставка с двумя герметизирующими узлами, на фиг.11 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с пакером, расположенным выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с измерительными приборами в скважине, на фиг.12 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) для дополнительного контроля и проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими вставками, перекрывающими полость внутри НКТ, с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.13 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией воды с дополнительными контролем и проведением прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с тремя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя глухими сборными вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.14 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с глухой вставкой в виде перемычки, перекрывающей НКТ, под или над которой размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.15 изображена Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды для дополнительного проведения прямых замеров на устье с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, НКТ с перепускными отверстиями, с двумя вставками с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «закрыто», на фиг.16 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) с глубинным насосом ЭЦН, с двумя пакерами, расположенными выше насоса, с двумя вставками, перекрывающими НКТ, под или над которыми размещены элементы НКТ с перепускными отверстиями, с сильфонным клапаном в состоянии «открыто», на фиг.17 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускным отверстием и с измерительными приборами в нагнетательной скважине, на фиг.18 Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) с глубинным насосом ЭЦН в добывающей скважине, НКТ с перепускными отверстиями для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, с пакером с перепускной трубкой в нагнетательной скважине.Figure 1 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, tubing with a bypass hole for transferring the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water, utilized in the upper formation, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus, figure 2 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of formation water (Option 1) with an deep-well pump ESP with a casing, tubing with bypass the valve, figure 3 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with the deep-well pump ESP with a casing, tubing with a bypass remote control from the mouth of the regulator, figure 4-5 shows the installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) for monitoring and direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above and below the pump, tubing with bypass holes, with an insert in the form of a dead jumper, distance the packer controlled from the mouth in the closed-packed state (Fig. 4) and in the open state of Fig. 5, Fig. 6 shows an oil production unit with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with a submersible pump ESP with a casing, with a packer located above the pump, tubing with bypass holes, Fig. 7 shows an installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water for direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with a packer located above pump, tubing with distance an ion-controlled valve in the “closed” state, Fig. 8 shows an installation for oil production and disposal of produced water (Option 1) for monitoring and direct measurements at the mouth with an ESP deep pump with a casing, with a packer located above the pump, tubing with remotely controlled valve in the “open” state, figure 9 shows the Installation for oil production and utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above the pump, tubing with insert, figure 10 shows Installation for mining not FTI with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump with a casing, with two packers located above the pump, tubing with an insert, with bypass openings and with a through hole for gas removal, a hollow insert with two sealing units, on 11 shows an installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with a packer located above the pump, tubing with bypass holes, with measuring devices in the well, FIG. 12 shows a Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) for additional monitoring and direct measurements at the wellhead with an ESP deep pump, with three packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two blank inserts covering the cavity inside the tubing, with overflow openings, with a bellows valve in the “open” state, Fig. 13 shows a unit for oil production with simultaneous and separate water disposal with additional control and direct replacement s at the mouth with an ESP deep pump, with three packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two blank prefabricated inserts with bypass holes, with a bellows valve in the “closed” state, Fig. 14 shows a unit for oil production with simultaneously - separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with two packers located above the pump, with a blank insert in the form of a jumper overlapping tubing, under or above which tubing elements with bypass holes, with a bellows the valve is in the “open” state, Fig. 15 shows a unit for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water for additional direct measurements at the mouth with an ESP deep pump, with two packers located above the pump, tubing with bypass holes, with two inserts with bypass holes, with a bellows valve in the “closed” state, in Fig. 16 Oil production unit with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) with an ESP deep pump, with two packers located above pump, with two inserts overlapping tubing, under or above the tubing elements with bypass holes, with a bellows valve in the “open” state, are placed in FIG. 17 Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) with deep ESP pump in the production well, tubing with a bypass hole and with measuring instruments in the injection well, in Fig. 18 Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) with the ESP deep pump in the production well, Tubing with bypass holes for transferring the produced fluid into the annulus, with a packer with a bypass pipe in the injection well.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) содержит НКТ 1, устьевую арматуру с задвижками 2 и 3, глубинный насос 4, дополнительно снабженный кожухом 5 и хвостовиком 6 в виде участка НКТ, по меньшей мере, один пакер 7, скважину с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами, перепускные отверстия 10.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) contains
Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.The
Пакер 7 расположен между поглощающим 9 и продуктивным 8 пластами, например на хвостовике 6, которым дистанционно управляют с устья или он работает в автономном режиме.The
Перепускные отверстия 10 выполнены с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в НКТ 1.The
Перепускные отверстия 10 обеспечивают переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, значительно превышающее трубное пространство.The
Углеводородные флюиды в скважине представляют собой пластовую безводную или малообводненную нефть с попутным газом частично или полностью гравитационно отделившуюся от пластовой воды.Hydrocarbon fluids in a well are anhydrous or low-water reservoir oil with associated gas partially or completely gravitationally separated from the produced water.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена элементами, которые используют в составе подвески НКТ 1 разных диаметров переводником, например муфтами, патрубками, центратором, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, разъединителем 13, по меньшей мере, одним посадочным устройством 14, по меньшей мере, одной вставкой 15, расположенной в НКТ 1, полой вставкой 16 с, по меньшей мере, одним герметизирующим узлом 17, расположенной в НКТ 1 и/или пакере 7, и, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water is additionally equipped with elements that are used in the composition of the
Перепускные отверстия 10 выполнены, например, в НКТ 1, в стволе пакера 7, в элементах, расположенных на НКТ 1, например в муфтах, в патрубках, в центраторах, в разъединителях.The
Перепускное устройство 12 служит для регулируемого перепуска, например, добываемого флюида из трубного пространства в межтрубное пространство под заданным давлением, и гидравлически связывает их между собой, и расположено, например, в НКТ 1.The
Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускным отверстием 10, штуцер или регулятор расхода или давления, по меньшей мере, с одним перепускным отверстием 10, при этом перепускное устройство 12, например, в виде регулятора давления с сильфонным клапаном заряжено на заданное давление.The
Перепускным устройством 12 дистанционно управляют с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля или оно работает в автономном режиме.The
Например, перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородов из межтрубного пространства в трубное пространство (фиг.10); перепускное устройство 12, расположенное в НКТ 1 ниже вставки 15, дополнительно обеспечивает регулируемый переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство (фиг.12).For example, the
Посадочное устройство 14 расположено, например, на НКТ 1.The
Вставка 15 представляет собой перемычку и расположена в НКТ 1 для разобщения пропускного пространства НКТ 1, дополнительно обеспечивая, например, регулирование потока флюида в НКТ 1, направляя поток флюида в межтрубное пространство через перепускные отверстия 10, выполненные в НКТ 1.The
Вставка 15 выполнена монолитной, сборной и дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним сквозным отверстием 18, например, поперечным, наклонным, выполненным с возможностью гидравлической связи пространств под или над вставкой 15, дополнительно обеспечивая, например, отвод газа, перепуск противоположно направленного потока.The
Вставка 15 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.The
Например, вставка 15 разделяет пропускное пространство в НКТ 1 на две части, а перепускное отверстие 10 или сквозное отверстие 18, выполненное во вставке 15, гидравлически соединяют между собой внутреннее пространство НКТ 1 с межтрубным пространством.For example, the
Вставка 15 расположена в НКТ 1, в элементах НКТ 1, например в муфтах, в центраторе над или под вставкой 15. Например, вставка 15 в сборном исполнении снабжена перепускным 10 и сквозным отверстием 18.The
По меньшей мере, одно сквозное отверстие 18 расположено, например, в НКТ 1, в полой вставке 16.At least one through
Например: по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 выше вставки 15, дополнительно обеспечивает переток газа из малого межтрубного пространства в межтрубное пространство (фиг.10); по меньшей мере, одно сквозное отверстие 18, расположенное в НКТ 1 под пакером 7 и над нижним герметизатором 17, дополнительно обеспечивает переток газа или углеводородных флюидов из межтрубного пространства в малое межтрубное пространство (рис.10).For example: at least one through
Перепускное отверстие 10 обеспечивает гидравлическое соединение трубного и межтрубного пространств, которое необходимо для обеспечения процесса гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве, тогда как сквозные отверстия 18 выполняют функции, например, для перепуска газа, обеспечения разнонаправленных движений флюидов в скважине и пр.The
Например, при наличии двух вставок 15 в одной из них выполнено перепускное отверстие 10, обеспечивающее переток флюида из трубного пространства в межтрубное пространство, а в другой вставке 15 выполнено сквозное отверстие 18, обеспечивающее переток углеводородных флюидов из межтрубного пространства в трубное пространство.For example, if there are two
Полая вставка 16 дополнительно обеспечивает отсечение разнонаправленных потоков, например, расположенная внутри НКТ 1, разделяет поток флюида по направлениям внутри полой вставки 16 от пространства между полой вставкой 16 и НКТ 1, создавая малое межтрубное пространство для отвода газа, выделившегося из скважинного флюида.The
Например, полая вставка 16, по меньшей мере, с одним сквозным отверстием 18 дополнительно обеспечивает перепуск флюида.For example, a
Межтрубное пространство представляет собой пространство между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 19, а трубное пространство представляет собой внутреннее пространство в НКТ 1 или в полой вставке 16. Перепуск флюида осуществляют в межтрубное пространство.The annulus is the space between the
Малое межтрубное пространство образовано между НКТ 1 и полой вставкой 16, например, для отвода газа, выделившегося из флюида.A small annulus is formed between the
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 1) осуществляет способ, основанный на гравитационном разделении флюида, следующим образом.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 1) implements a method based on gravitational separation of fluid, as follows.
В эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10 и с глубинным насосом 4 и, по меньшей мере, с одним пакером 7, при этом пакер 7 устанавливают между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу.In
Осуществляют отбор флюида из продуктивного 8 пласта и подачу его посредством глубинного насоса 4 через трубное пространство в межтрубное пространство. Затем осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида через перепускные отверстия 10 из трубного пространства в межтрубное пространство. После чего извлекают углеводородные флюиды из скважины с одновременной утилизацией пластовой воды в поглощающий пласт 9.They carry out the selection of fluid from the productive 8 formation and its supply through the
Например, в эксплуатационной колонне 19 скважины с продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами устанавливают НКТ 1 с перепускными отверстиями 10, с глубинным насосом 4, по меньшей мере, с одним измерительным прибором 11, установленным в скважине, с одним пакером 7, установленным между продуктивным 8 и поглощающим 9 пластами. Запускают глубинный насос 4 в работу, которым осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 через хвостовик 6 и подачу флюида в трубное пространство НКТ 1. Затем через перепускные отверстия 10 осуществляют перепуск флюида в межтрубное пространство скважины, где происходит гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды после перепуска флюида через перепускные отверстия 10. После чего посредством устьевой арматуры извлекают выделившийся углеводородный флюид из межтрубного пространства и одновременно утилизируют пластовую воду в поглощающий пласт 9.For example, in
После перепуска флюида через перепускные отверстия 10, например перепускные отверстия 10 НКТ 1 и/или перепускные отверстия 10 муфты, в межтрубное пространство флюид в межтрубном пространстве замедляет свое течение и гравитационно разделяется на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные под действием гравитационных сил.After passing the fluid through the
Выделенная в процессе гравитационного разделения флюида пластовая вода опускается, как более тяжелая, в межтрубном пространстве и утилизируется в поглощающий пласт 9 принудительно или самотеком.The produced water released during the gravitational separation of the fluid is lowered, as heavier, in the annulus and utilized by force or by gravity into the absorbing
Утилизацию пластовой воды в поглощающий пласт 9 осуществляют принудительно под давлением, созданным глубинным насосом 4.Disposal of produced water in the absorbing
Углеводородные флюиды, выделенные в процессе гравитационного разделения флюида, то есть частично или полностью очищенные от пластовой воды, например, в виде газированного углеводородного флюида, поднимаются по межтрубному пространству, так как они легче пластовой воды, после чего осуществляют их извлечение из скважины.Hydrocarbon fluids released during the gravitational separation of the fluid, i.e. partially or completely purified from the formation water, for example, in the form of a carbonated hydrocarbon fluid, rise through the annulus, since they are lighter than the formation water, and then they are removed from the well.
Углеводородные флюиды извлекают из трубного или межтрубного пространства скважины.Hydrocarbon fluids are extracted from the pipe or annular space of the well.
Например, из трубного пространства углеводородные флюиды извлекают вследствие их прохождения из межтрубного пространства в трубное пространство, например, через перепускные устройства 12, расположенные в НКТ 1, а из межтрубного пространства извлекают посредством устьевой арматуры.For example, hydrocarbon fluids are extracted from the pipe space due to their passage from the annular space into the pipe space, for example, through
Под давлением, созданным глубинным насосом 4, углеводородные флюиды, например нефть и газ, частично или полностью отделенные за счет разной плотности (удельного веса) при гравитационном разделении от пластовой воды, через фонтанную арматуру поступают на устье в нефтесборный коллектор (на фиг. не показано).Under the pressure created by the
Дополнительно осуществляют кратковременный контроль за состоянием флюида в скважине в процессе извлечения флюида на поверхность (без закачки флюида в поглощающий пласт 9) посредством проведения прямых замеров дебита и обводнености на устье скважины при закрытом перепускном устройстве или перепускных устройствах 12 с перепускными отверстиями и открытой устьевой задвижке 2 или 3, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени. Например, с помощью прямого устьевого замера осуществляют замеры дебита и обводненности флюида в скважине, по меньшей мере, одним измерительным геофизическим прибором 11, например, резистивиметром, влагомером, дифференциальным манометром, плотномером, одновременно-раздельно добывая углеводородные флюиды или закачивая пластовую воду в пласт, или осуществляют отбор флюида из продуктивного пласта 8 глубинным насосом 4 с его подачей в трубное пространство НКТ 1 с последующим кратковременным извлечением всего объема флюида из добываемого пласта 8 на поверхность для устьевых замеров его параметров кратковременно без закачки флюида в поглощающий пласт 9, в этом случае глубинный клапан 12 находится в состоянии «закрыто», устьевая задвижка 2 или 3 на арматуре открыта, обеспечивая контроль за состоянием флюида в скважине в заданные промежутки времени.Additionally, short-term monitoring of the state of the fluid in the well during the extraction of fluid to the surface (without injecting fluid into the absorbing reservoir 9) is carried out by direct measurements of flow rate and water cut at the wellhead with a closed bypass device or
Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или на заданных глубинах в интервале гравитационного разделения, при этом окончание гравитационного разделения флюида на воду и углеводородные флюиды определяют по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются, то есть будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой - закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.Additionally, the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids, liquid and gaseous, is determined and recorded by at least one
Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.For example, if it is known that the density of the absorbed fluid over the perforation interval was equal to the density of the formation water or the electrical resistivity of the injected fluid and formation water was equalized, etc.
Если неизвестны данные по параметрам очищенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные углеводородных флюидов и пластовой воды и если данные с измерительных приборов 11, например, расположенных на расстоянии 100 м, не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды в интервале расположения измерительных приборов 11 считается завершенным.If the data on the parameters of formation water purified from hydrocarbon fluids are unknown, then several measuring
Наряду с этим дополнительно после одновременно-раздельной добычи или закачки (фиг.14, 15), закрыв глубинное перепускное отверстие 10, производят замер дебита и обводненности, например, на устье без изменения режима работы глубинного насоса 4, что даст при тестовой проверке более достоверную информацию о дебите глубинного насоса 4 и обводненности флюида. При сравнении параметров эксплуатации скважины с одним режимом работы глубинного насоса 4 по отбору флюида из продуктивного пласта 8 с закачкой или без закачки можно определить, что в рабочем режиме произошло полностью или частичное гравитационное разделение флюида.In addition, after simultaneously simultaneously separate production or injection (Figs. 14, 15), closing the
Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11, например скважинного глубинного прибора, устьевого прибора, и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12 с перепускными отверстиями 10, например, устьевого штуцера или глубинного регулятора расхода или давления, на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 из скважины.The mode of fluid selection from the
Также задают режим отбора углеводородных флюидов или закачки пластовой воды посредством установки посадочного устройства 14 с перепускным устройством 12, например глубинным штуцером, газлифтным клапаном или регулятором с перепускными отверстиями 10.Also set the mode of selection of hydrocarbon fluids or injection of produced water by installing a
Кроме того, дополнительно периодически производят замер дебита и обводненности на устье и далее переводят скважину на одновременно-раздельную кратковременную добычу без закачки с применением глубинного отсекающего устройства, например автономно с помощью заряженного газлифтного клапана или дистанционно-управляемого клапана.In addition, the flow rate and water cut at the wellhead are periodically additionally measured and the well is then transferred to simultaneously-separate short-term production without injection using a deep shut-off device, for example, autonomously using a charged gas-lift valve or a remote-controlled valve.
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) содержит добывающую скважину 20, оборудованную НКТ 1 с глубинным насосом 4, нагнетательную скважину 21, оборудованную НКТ 1 заданной длины, при этом НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками 2 и 3.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) contains a production well 20 equipped with
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10 и заглушкой.The
НКТ 1 добывающей скважины 20 и НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 соединены между собой устьевой арматурой с задвижками 2 и 3, например, посредством коллектора труб.The
Перепускное отверстие 10 выполнено с возможностью гидравлической связи трубного пространства и межтрубного пространства, например, в нижней части НКТ 1.The
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 представляет собой участок НКТ заданной длины, при этом ее длину определяют в зависимости от объема отбора флюида.The
Глубинный насос 4 представляет собой УЭЦН, УЭВН и др.The
НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 дополнительно снабжена муфтами или центраторами, переводниками и другими элементами оборудования подвески НКТ 1.The
Муфта, центратор, переводник, расположенные на НКТ 1, дополнительно снабжены, по меньшей мере, одним перепускным отверстием 10.The coupling, centralizer, sub located on the
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, по меньшей мере, одним перепускным устройством 12, например штуцером или регулятором расхода или давления, расположенным на входе в устьевую арматуру с задвижками 2 и 3 нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры с задвижками 2 и 3 добывающей скважины 20, разъединителем 13 и пакером 7 с перепускной трубкой, расположенным в нагнетательной скважине 21.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water is additionally equipped with at least one
Перепускное устройство 12 служит для перепуска добываемого флюида из НКТ 1 в межтрубное пространство под заданным давлением и гидравлически связывает между собой внутреннее пространство НКТ 1 и межтрубное пространство.The
Перепускное устройство 12 представляет собой клапан с перепускными отверстиями 10, штуцер или регулятор расхода или давления с перепускными отверстиями 10, при этом перепускное устройство 12 заряжено на заданное давление.The
Перепускное устройство 12 дистанционно управляемо с устья, например, посредством гидравлических каналов или электрического кабеля или работает в автономном режиме.The
Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды (Вариант 2) осуществляет способ, основанный на гравитационном разделении флюида, следующим образом.Installation for oil production with simultaneous and separate utilization of produced water (Option 2) implements a method based on gravitational separation of fluid, as follows.
Установку располагают в эксплуатационной колонне 19 добывающей скважины 20 с продуктивным пластом 8 и в эксплуатационной колонне 21 нагнетательной скважины 22 с поглощающим пластом 9, при этом НКТ 1 с глубинным насосом 4 устанавливают в эксплуатационную колонну 19 добывающей скважины 20, а НКТ 1 заданной длины устанавливают в эксплуатационную колонну 19 нагнетательной скважины 21.The installation is located in the
Подают питание на глубинный насос 4, например ЭЦН, и запускают его в работу.They supply power to the
В зависимости от параметров скважин осуществляют подбор давления для режима отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 и подачу флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 в режиме заданного давления.Depending on the parameters of the wells, pressure is selected for the mode of fluid selection from the
Отбор флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 осуществляют глубинным насосом 4 через НКТ 1 добывающей скважины 20, устьевую арматуру с задвижками 2, 3 с последующей подачей флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.The selection of fluid from the
В процессе подачи флюида в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21 через устьевую арматуру с задвижками 2, 3 дополнительно осуществляют измерение заданных параметров, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 и их регулирование, например, путем подбора устьевых или глубинных штуцеров 12, после чего флюид с заданными параметрами поступает в НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21.In the process of supplying fluid to the
Заданной длиной НКТ 1 и местоположением перепускных отверстий 10 в ней регулируют интервал гравитационного разделения. Необходим оптимальный интервал для полного или частичного гравитационного разделения пластовой воды от добываемого флюида при минимальной длине спускаемой подвески НКТ 1 и, соответственно, для снижения затрат на НКТ и утилизацию попутно добываемой пластовой воды.The specified length of the
В нагнетательной скважине 21 осуществляют гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды посредством перепуска флюида из НКТ 1 заданной длины нагнетательной скважины 21, в межтрубное пространство нагнетательной скважины 21, например, по меньшей мере, через одно перепускное отверстие 10, расположенное в нижней части НКТ 1.In the injection well 21, gravitational separation of the fluid into produced water and hydrocarbon fluids is performed by transferring the fluid from the
Пластовая вода по межтрубному пространству самотеком или принудительно поступает в поглощающий пласт 9 нагнетательной скважины 21, а углеводородные флюиды поднимаются и их отбирают из межтрубного пространства нагнетательной скважины 21 посредством устьевой арматуры с задвижками 2, 3 с последующей подачей потребителю.Produced water through the annular space by gravity or forcibly enters the
Например, отбор углеводородных флюидов из нагнетательной скважины 21 осуществляют при превышении скорости всплытия углеводородных флюидов над скоростью поглощаемой пластом 9 пластовой воды, определяя это превышение, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11.For example, the selection of hydrocarbon fluids from an injection well 21 is carried out when the rise rate of hydrocarbon fluids exceeds the rate of formation water absorbed by the
Дополнительно определяют и фиксируют окончание гравитационного разделения флюида на пластовую воду и углеводородные флюиды жидкие и газообразные, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11, например скважинным глубинным прибором, расположенным в зоне гравитационного разделения на глубине над поглощающим пластом 9 или заданных глубинах в интервале гравитационного разделения: по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве плотности закачиваемой жидкости над интервалом перфорации с плотностью пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 при равенстве удельного электрического сопротивления закачиваемой жидкости и пластовой воды; по данным, по меньшей мере, одного измерительного прибора 4, когда физические свойства добываемой пластовой воды после ее отделения от добываемого флюида сравняются и будут соответствовать физическим свойствам поглощаемой-закачиваемой воды; при равенстве значений удельного электрического сопротивления или проводимости закачиваемой пластовой воды, замеренных, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала; по одинаковым значениям плотности закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала будут иметь одинаковые значения плотности закачиваемой пластовой воды; по одинаковым физическим параметрам закачиваемой воды, замеренной, по меньшей мере, одним измерительным прибором 11 на заданных расстояниях выше поглощаемого интервала.Additionally, the end of the gravitational separation of the fluid into produced water and liquid and gaseous hydrocarbon fluids is determined and recorded by at least one measuring device 11, for example, a downhole depth device located in the gravity separation zone at a depth above the absorption layer 9 or at specified depths in the gravity separation interval : according to at least one measuring device 11 when the density of the injected fluid is equal over the perforation interval with the density of the reservoir water; according to the data of at least one measuring device 11 when the electrical resistivity of the injected fluid and produced water is equal; according to at least one measuring device 4, when the physical properties of the produced formation water after its separation from the produced fluid are equal and will correspond to the physical properties of the absorbed-injected water; when the values of the electrical resistivity or conductivity of the injected formation water, measured by at least one measuring device 11 at specified distances above the absorbed interval, are equal; according to the same density values of the injected water measured by at least one measuring device 11 at the given distances above the absorbed interval will have the same density values of the injected formation water; according to the same physical parameters of the injected water, measured by at least one measuring device 11 at predetermined distances above the absorbed interval.
Например, если известно, что плотность поглощаемой жидкости над интервалом перфорации сравнялась с плотностью пластовой воды либо удельное электрическое сопротивление закачиваемой жидкости и пластовой воды сравнялось и др.For example, if it is known that the density of the absorbed fluid over the perforation interval was equal to the density of the formation water or the electrical resistivity of the injected fluid and formation water was equalized, etc.
Однако если неизвестны данные по параметрам очищенной отделенной от углеводородных флюидов пластовой воды, то применяют несколько глубинных измерительных приборов 11, расположенных в зоне гравитационного разделения на заданных глубинах, и сравнивают данные. Если данные, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11, например, расположенного на расстоянии 100 м, в интервале расположения, по меньшей мере, одного измерительного прибора 11 не изменяются, то гравитационное разделение флюида на пластовую воду и углеводороды считается завершенным.However, if the data on the parameters of the purified formation water separated from hydrocarbon fluids are unknown, then several
Режим отбора флюида из продуктивного пласта 8 добывающей скважины 20 дополнительно задают в зависимости от показаний, по меньшей мере, с одного измерительного прибора 11 и дополнительно регулируют посредством установки перепускных устройств 12, например, штуцера или регулятора расхода или давления, в устьевой арматуре скважины.The mode of fluid selection from the
Посредством установки перепускных устройств 12, например штуцера или регулятора расхода или давления с перепускными отверстиями 10, в устьевой арматуре скважины дополнительно задают режим отбора, например, углеводородного флюида, флюида, например:By installing
режим отбора флюида из НКТ 1 добывающей скважины 20 регулируют установкой перепускных устройств 12 в виде штуцера или регулятора на входе в устьевую арматуру нагнетательной скважины 21 или на выходе из устьевой арматуры добывающей скважины 20, задают режим отбора углеводородного флюида посредством установки перепускных устройств 12 в устьевой арматуре нагнетательной скважины 21.the mode of fluid selection from the
Режим отбора флюида или закачки пластовой воды дополнительно задают посредством установки посадочного элемента 14 с перепускным устройством 12, например глубинным штуцером или регулятором с перепускными отверстиями 10.The mode of fluid selection or injection of produced water is additionally set by installing a
Примеры конкретного выполнения по варианту 1 приведены на фиг.1-16: на фиг.1 приведен пример с перепуском добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.2 приведен пример с перепускным клапаном, с заряженным на заданное давление для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом самотеком, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.3 приведен пример с перепускным дистанционно управляемым с устья регулятором для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.4-5 приведен пример для периодического отсечения в межтрубное пространство добываемого флюида от нижнего пласта для проведения прямого замера параметров добываемого флюида, на фиг.6 приведен пример для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.7-8 приведен пример для периодического проведения прямого замера параметров добываемого с нижнего пласта флюида и перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.9 приведен пример, где добычу осуществляют с нижнего пласта, а перепуск добываемого флюида происходит в межтрубное пространство, и где происходит гравитационное разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.10 приведен пример, где газ из-под пакера отводят по малому межтрубному пространству, образованному между полой вставкой и НКТ, а добычу флюида осуществляют с нижнего пласта, при этом перепуск добываемого флюида в межтрубное пространство, обеспечивает разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом, и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.11 приведен пример, где добычу флюида осуществляют с нижнего пласта посредством механического внутрискважинного клапана с последующим перепуском в межтрубное пространство, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из НКТ за счет перепуска через регулятор с перепускным отверстием, установленный в скважинной камере над механическим клапаном и под верхним пакером, что позволяет создавать более высокие давления для закачки воды в плохо поглощаемые пласты; на фиг.12-13 приведены примеры проведения одновременно-раздельной добычи-закачки (ОРДЗ) и периодически осуществления прямого замера на устье при переводе гидравлического дистанционно-управляемого регулятора (ГДУР), например, с сильфонным клапаном в положение «закрыто». Третий верхний пакер предназначен для отсечения арматуры с кабельным вводом от высокого давления, создаваемого УЭЦН с высоким напором для проведения закачки под высоким давлением, где поглощаемый пласт «тугой» и слабо принимает пластовую воду; на фиг.14-15 приведены примеры проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто». УЭЦН со стандартным напором для скважин, где поглощаемый пласт будет поглощать на давлениях не выше давления опрессовки кабельного ввода или эксплуатационной колонны, на фиг.16 приведена схема размещения скважинного оборудования с дополнительными вариантами использования вставок, необходимых для проведения прямого замера на устье при переводе ГДУР с сильфонным клапаном в положение «закрыто».Examples of specific performance according to option 1 are shown in Figs. 1-16: Fig. 1 shows an example with the transfer of produced fluid into the annulus, where it is separated into produced water disposed of by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the annulus; figure 2 shows an example with a bypass valve, charged to a predetermined pressure to transfer the produced fluid into the annulus, where it is separated into produced water utilized by the absorbing reservoir by gravity, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; figure 3 shows an example with a bypass remote control from the mouth of the regulator for transferring the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water disposed of by the absorbing layer, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; Figures 4-5 show an example for periodically cutting off the produced fluid from the lower reservoir into the annulus for direct measurement of the parameters of the produced fluid, Fig. 6 shows an example for transferring the produced fluid into the annulus, where it is separated into produced water, utilized absorbing layer, and hydrocarbon fluids extracted from the annulus; 7-8 shows an example for periodic direct measurement of the parameters of the fluid produced from the lower formation and transfer of the produced fluid into the annulus, where it is divided into produced water disposed of by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the annulus; figure 9 shows an example where production is carried out from the lower reservoir, and the produced fluid is transferred into the annulus, and where it is gravitationally separated into produced water utilized by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the tubing, which allows higher pressure for pumping water into poorly absorbed formations; figure 10 shows an example where the gas from the packer is diverted through a small annular space formed between the hollow insert and the tubing, and the fluid is produced from the lower reservoir, while the produced fluid is transferred into the annular space, it is separated into produced water, utilized by the absorbing layer, and hydrocarbon fluids extracted from the tubing, which allows you to create higher pressures for pumping water into poorly absorbed formations; figure 11 shows an example where the production of fluid is carried out from the lower reservoir by means of a mechanical downhole valve with subsequent transfer to the annular space, where it is separated into produced water utilized by the absorbing reservoir and hydrocarbon fluids produced from the tubing by passing through the regulator with the bypass a hole installed in the borehole chamber above the mechanical valve and under the upper packer, which allows higher pressures to be injected into poorly absorbed formations; Figures 12-13 show examples of simultaneous-separate production-injection (ORDZ) and periodically direct measurement at the mouth when transferring a hydraulic remote-controlled controller (GDUR), for example, with a bellows valve to the "closed" position. The third upper packer is designed to cut off reinforcement with a cable entry from high pressure created by a high-pressure ESP for high-pressure injection, where the absorbed formation is “tight” and weakly accepts formation water; on Fig-15 shows examples of direct measurement at the mouth when translating GDUR with a bellows valve in the "closed" position. ESP with a standard head for wells where the absorbed formation will absorb at pressures not higher than the pressure of the cable entry or production casing, Fig. 16 shows the layout of the downhole equipment with additional options for using the inserts necessary for direct measurement at the wellhead when transferring the well with bellows valve to the closed position.
Примеры конкретного выполнения по варианту 2 приведены на фиг.17-18: на фиг.17 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые из межтрубного пространства; на фиг.18 - для перепуска добываемого флюида в межтрубное пространство с пакером в нагнетательной скважине, где происходит разделение его на пластовую воду, утилизируемую поглощающим пластом и углеводородные флюиды, добываемые по дополнительной трубке из межтрубного пространства. Пакер с перепускной трубкой позволяет отсекать-изолировать арматуру и верх колонны от воздействия высокого давления.Examples of a specific implementation according to
Предлагаемые технические решения позволяют утилизировать скважинную жидкость и добывать нефть в виде углеводородных флюидов безводных или малообводненных, частично или полностью отделившиеся от пластовой воды, непосредственно в скважине, при этом упростить технологический процесс добычи нефти в виде углеводородных флюидов за счет внутрискважинной очистки флюида от пластовой воды, не меняя устьевой обвязки скважины, и как следствие, уменьшить затраты на отделение и перекачку попутной пластовой воды, а также на антикоррозийные и противосолевые мероприятия в системе сбора и утилизации попутно добываемой пластовой воды, позволяют дополнительно осуществить прямые замеры в процессе добычи углеводородных флюидов.The proposed technical solutions allow to utilize well fluid and produce oil in the form of anhydrous or low-water hydrocarbon fluids, partially or completely separated from the produced water directly in the well, while simplifying the process of oil production in the form of hydrocarbon fluids due to downhole cleaning of the fluid from the produced water, without changing the wellhead piping, and as a result, reduce the cost of separation and pumping of produced formation water, as well as anti-corrosion and anti-corrosion vosolevye events in the system for collecting and disposal of produced formation water, allow to further make direct measurements during the production of hydrocarbon fluids.
Claims (13)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012135910/03A RU2534688C2 (en) | 2012-08-21 | 2012-08-21 | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012135910/03A RU2534688C2 (en) | 2012-08-21 | 2012-08-21 | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012135910A RU2012135910A (en) | 2014-02-27 |
| RU2534688C2 true RU2534688C2 (en) | 2014-12-10 |
Family
ID=50151615
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012135910/03A RU2534688C2 (en) | 2012-08-21 | 2012-08-21 | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2534688C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584991C1 (en) * | 2015-03-17 | 2016-05-27 | Олег Марсович Гарипов | Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof |
| RU2617761C2 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2151860C1 (en) * | 1999-12-03 | 2000-06-27 | Закрытое акционерное общество ЗАО "Геотех" | Method for development of oil pool with bottom water |
| US6279660B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-08-28 | Cidra Corporation | Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid |
| RU2229586C1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-05-27 | Шарифов Махир Зафар-оглы | Controller valve |
| RU54405U1 (en) * | 2006-03-20 | 2006-06-27 | Иван Яковлевич Клюшин | SYSTEM FOR DISPOSAL OF FURTHER PRODUCED OIL GAS AND PLASTIC WATER |
| RU2290489C2 (en) * | 2004-11-29 | 2006-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| 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 |
| RU99820U1 (en) * | 2010-06-25 | 2010-11-27 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S Borehole Pumping Packer Installation |
| RU2415255C2 (en) * | 2009-03-20 | 2011-03-27 | Олег Марсович Гарипов | Well unit by garipov |
-
2012
- 2012-08-21 RU RU2012135910/03A patent/RU2534688C2/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6279660B1 (en) * | 1999-08-05 | 2001-08-28 | Cidra Corporation | Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid |
| RU2151860C1 (en) * | 1999-12-03 | 2000-06-27 | Закрытое акционерное общество ЗАО "Геотех" | Method for development of oil pool with bottom water |
| RU2229586C1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-05-27 | Шарифов Махир Зафар-оглы | Controller valve |
| RU2290489C2 (en) * | 2004-11-29 | 2006-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) |
| RU54405U1 (en) * | 2006-03-20 | 2006-06-27 | Иван Яковлевич Клюшин | SYSTEM FOR DISPOSAL OF FURTHER PRODUCED OIL GAS AND PLASTIC WATER |
| RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
| RU2415255C2 (en) * | 2009-03-20 | 2011-03-27 | Олег Марсович Гарипов | Well unit by garipov |
| 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 |
| RU99820U1 (en) * | 2010-06-25 | 2010-11-27 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S Borehole Pumping Packer Installation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2584991C1 (en) * | 2015-03-17 | 2016-05-27 | Олег Марсович Гарипов | Plant with mechanical garipov valve for simultaneous separate operation of submersible pump and operating method thereof |
| RU2617761C2 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012135910A (en) | 2014-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210079773A1 (en) | Well injection and production method and system | |
| RU2313659C1 (en) | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation | |
| US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
| US10746007B2 (en) | System, installation and network for recovery of gas trapped by fluid and particulate matter in a gas or oil well | |
| EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| CN102828736A (en) | Real-time adjustable and controllable hanging type underground oil and water separating system | |
| RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| CN104948149A (en) | Multi-media separated injection system suitable for mine field complex oil reservoir | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2534688C2 (en) | Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions) | |
| RU2473790C1 (en) | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry | |
| RU115408U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL | |
| RU2610484C9 (en) | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters | |
| RU125622U1 (en) | INSTALLATION FOR OIL PRODUCTION WITH SIMULTANEOUS-SEPARATE DISPOSAL OF GARIPOV'S PLASTIC WATER (OPTIONS) | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2598256C1 (en) | Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions) | |
| CN203685053U (en) | Three-pipe same-well-barrel oil extraction process equipment for steam injection, oil extraction and temperature and pressure real-time monitoring of horizontal well | |
| CN114856495B (en) | Underground device for testing gas water production profile of coal bed gas combined well | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system |