RU2574641C2 - Injection well - Google Patents
Injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2574641C2 RU2574641C2 RU2015102377/03A RU2015102377A RU2574641C2 RU 2574641 C2 RU2574641 C2 RU 2574641C2 RU 2015102377/03 A RU2015102377/03 A RU 2015102377/03A RU 2015102377 A RU2015102377 A RU 2015102377A RU 2574641 C2 RU2574641 C2 RU 2574641C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- couplings
- control
- flow
- mixer
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 44
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 23
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 3
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M Sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000000087 stabilizing Effects 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000037250 Clearance Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000035512 clearance Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000006880 cross-coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 230000001131 transforming Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти с вытеснением нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.The invention relates to mining, in particular to oil production with the displacement of oil from oil reservoirs to producing wells.
Известна установка для закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления для отделения избыточного количества воды, выход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, нагнетательную скважину с колонной насосно-компрессорных труб, снабженной пакером и образующей со скважиной межтрубное пространство, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую насосный агрегат с нагнетательной скважиной, линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в насосный агрегат. Сепаратор выполнен в виде цилиндрической камеры, на входе которой неподвижно по оси камеры установлен шнековый завихритель потока, а нижняя часть камеры выполнена в виде патрубка, направленного внутрь камеры, на внешней стороне которой выполнены каналы для отвода отсепарированной воды в межтрубное пространство. Сепаратор установлен на колонне насосно-компрессорных труб над пакером, линия сброса воды сепаратора проходит через межтрубное пространство. На линиях подачи газа, воды и сброса воды из сепаратора установлены расходомеры и регулирующие клапаны с возможностью управления контроллером, на вход которого обеспечена подача показаний расходомеров, а выходного сигнала - на регулирующие клапаны для обеспечения поддержания оптимального газосодержания в водогазовой смеси при ее закачке. Установка снабжена емкостью для поверхностно-активного вещества с дозирующим насосом, выходной патрубок которого гидравлически связан с линией подачи воды в эжектор-смеситель (Патент RU №136082 U1 «Установка подготовки и закачки мелкодисперсной водогазовой смеси (МДВГС) в пласт». - МПК: E21B 43/16 - 27.12.2013).A known installation for injecting a water-gas mixture into an oil reservoir, comprising an ejector-mixer with gas and water supply lines, at the outlet of which a pump unit is installed, a high pressure separator for separating excess water, the outlet of which is hydraulically connected to the pump unit, an injection well with a pump string -compressor pipes equipped with a packer and forming an annulus with a well, a gas-gas mixture supply line connecting a pumping unit to an injection well, a discharge line water hydraulically connecting the separator and the water supply line to the pump unit. The separator is made in the form of a cylindrical chamber, at the inlet of which a screw flow swirl is installed motionlessly along the chamber axis, and the lower part of the chamber is made in the form of a nozzle directed inside the chamber, on the outer side of which there are channels for draining the separated water into the annulus. The separator is installed on the tubing string above the packer, the separator water discharge line passes through the annulus. On the gas, water and water discharge lines from the separator, flow meters and control valves are installed with the ability to control a controller, the input of which provides flow meter readings, and the output signal to the control valves to ensure optimal gas content in the water-gas mixture during its injection. The installation is equipped with a container for a surfactant with a metering pump, the outlet pipe of which is hydraulically connected to the water supply line to the ejector-mixer (Patent RU No. 136082 U1 “Installation for the preparation and injection of finely dispersed water-gas mixture (MDVHS) into the reservoir.” - IPC: E21B 43/16 - 12/27/2013).
Известно устройство для закачки газа в пласт, включающее источник газа, газо-эжекторную установку, трубопровод и нагнетательную скважину со спущенными насосно-компрессорными трубами с пакером, компрессор с гидрозатвором, расположенным между газоэжекторной установкой и нагнетательной скважиной (Патент RU №92906 U1 «Установка для закачки газа в пласт». - МПК: E21B 43/00. - 10.04.2010).A device for injecting gas into a formation is known, including a gas source, a gas ejector installation, a pipeline and an injection well with deflated tubing with a packer, a compressor with a water trap located between the gas ejector and the injection well (Patent RU No. 92906 U1 “Installation for gas injection into the reservoir. ”- IPC: E21B 43/00. - 04/10/2010).
Известна нагнетательная скважина для утилизации попутно добываемого нефтяного газа, содержащая насос с электродвигателем, трубопроводы для подачи воды и попутного нефтяного газа, жидкостно-газовый эжектор и пакер с вмонтированной трубой. Насос с электродвигателем и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины, насос установлен под электродвигателем, последний снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды (Патент RU №143281 U1 «Нагнетательная скважина для утилизации попутного нефтяного газа». - МПК: E21B 43/00. - 20.07.2014).Known injection well for utilization of associated petroleum gas, containing a pump with an electric motor, pipelines for supplying water and associated petroleum gas, a liquid-gas ejector and a packer with a built-in pipe. A pump with an electric motor and a mixing device are located inside the injection well, the pump is installed under the electric motor, the latter is equipped with a casing connected to the water supply pipe (Patent RU No. 143281 U1 “Injection well for utilization of associated petroleum gas.” - IPC: E21B 43/00. - 07.20.2014).
Известна установка для воздействия на застойную зону интервалов пластов скважины, содержащая нагнетательную скважину с устьевой запорной арматурой, включающей запорно-перепускное устройство в виде задвижки или клапана с электроприводом, соединенные посредством общего вала, редуктора или цепной передачи, или электрогидроприводом с электронасосом, расположенным в одном корпусе, и соединенные посредством гидравлического канала, по меньшей мере, один пакер, насосно-компрессорные трубы, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления, температуры и расходомером устьевого или глубинного исполнения, и/или устройство для измерения времени в виде таймера устьевого или глубинного исполнения, соединенные электрическим кабелем с устройством управления, расположенные в скважине и/или на устье, и станцию управления. Станция управления включает в себя управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением, соединенное с электроприводом или электрогидроприводом, расположенные в их корпусах или на станции управления (Патент RU №2529072 С2 «Способ воздействия на застойную зону интервалов пластов Гарипова и установка для его реализации». - МПК: E21B 43/14, E21B 43/18. - 27.09.2014). Данное изобретение принято за прототип.A known installation for influencing the stagnant zone of intervals of well strata, comprising an injection well with wellhead shutoff valves, comprising a shut-off and bypass device in the form of a valve or electric valve, connected by a common shaft, gearbox or chain transmission, or by an electric hydraulic drive with an electric pump located in one at least one packer, tubing, device for measuring borehole parameters, and connected via a hydraulic channel, yes chikami pressure, temperature and flow meter or wellhead depth of execution, and / or for time measurement device in the form or wellhead depth execution timer, an electric cable connected to a control device disposed in the well and / or on the mouth, and the control station. The control station includes a control computer or a control controller with software connected to the electric drive or electrohydraulic drive, located in their buildings or at the control station (Patent RU No. 2529072 C2 “Method for affecting the stagnant zone of Garipov formation intervals and installation for its implementation”. - IPC: E21B 43/14, E21B 43/18. - 09.27.2014). This invention is taken as a prototype.
Недостатком известных технических решений по закачке газожидкостной эмульсии в многопластовые скважины, принятых за прототип, является недостаточное вытеснение нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам, снижающей эффективность эксплуатации многопластовых скважин нефтедобывающего промысла.A disadvantage of the known technical solutions for injecting gas-liquid emulsion into multilayer wells, adopted as a prototype, is the insufficient displacement of oil from oil reservoirs to producing wells, which reduces the efficiency of multilayer wells in the oil field.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности добычи нефти путем программно-регулируемого вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to increase the efficiency of oil production by program-controlled displacement of oil from oil reservoirs to production wells.
Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.The technical result is to increase the efficiency of oil displacement from oil reservoirs to production wells.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной нагнетательной скважине, содержащей обсадную трубу, перфорированную на уровне нефтеносных пластов, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным выше нефтеносного пласта, устьевую запорно-перепускную арматуру, сообщающую трубопроводами силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом входом с источником воды, газожидкостный эжектор-смеситель входами с источником газа, емкостью с поверхностно-активным веществом и выпуском силового насоса, а выбросом рабочего агента - с колонной насосно-компрессорных труб, между которыми в трубопровод встроены дожимной насос с гидрозатвором, станцию управления с устройством управления, содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, силовые кабеля, питающие электроприводы насосов от станции управления, устройство для измерения скважинных параметров датчиками давления и температуры и расходомером, расположенными в скважине, соединенные геофизическим кабелем с устройством управления, и регулировочные клапаны с возможностью управления контроллером, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known injection well containing a casing perforated at the level of oil reservoirs, in which there is a string of tubing with at least one packer installed above the oil reservoir, wellhead shut-off and overflow valves, a power pump communicating by pipelines with a frequency-controlled electric drive with an inlet with a water source, a gas-liquid ejector-mixer with inlets with a gas source, a tank with a surface-active substance and the release of the power pump, and the release of the working agent — with a tubing string, between which a booster pump with a water lock is built into the pipeline, a control station with a control device containing a time relay and a control controller with software, power cables supplying the pump electric drives from the control station, a device for measuring borehole parameters with pressure and temperature sensors and a flow meter located in the well, connected by a geophysical cable to the unit regulation, and control valves with the ability to control the controller, according to the proposed technical solution,
колонну насосно-компрессорных труб встроены муфты перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральный канал с нефтеносными пластом через межтрубные пространства, разобщенные пакерами, над последними насосно-компрессорные трубы герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе, а продольные каналы сообщают полости насосно-компрессорных труб выше и ниже муфт перекрестного течения, причем продольные каналы нижней муфты заблокированы заглушкой, при этом в центральном канале муфт перекрестного течения герметически установлен блок телемеханической системы регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты, включающий регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзе, установленной выше каждой муфты перекрестного течения, и соединены между собой геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне насосно-компрессорных труб, которым блоки телемеханической системы связаны с устройством управления для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков телеметрии на контрольно-измерительные приборы станции управления по геофизическому кабелю с разделением сигналов;cross-flow couplings are integrated in the tubing string, the radial channels of which communicate with the central channel to the oil reservoir through annular spaces separated by packers; over the latter, the tubing is hermetically connected by movable disconnecting couplings with the possibility of alternately fitting packers in the casing, and longitudinal channels communicate the cavity of the tubing above and below the cross-flow couplings, and the longitudinal channels of the lower coupling are blocked by a plug, At the same time, in the central channel of the cross-flow couplings, a block of a telemechanical system for regulating the flow and metering the flow rate of the injected working agent is hermetically installed in the corresponding layers, including a control valve with an electric actuator of program control and a flow seat, telemetry sensors and a flow meter located in a sleeve installed above each cross-coupling flows, and are interconnected by a geophysical cable passed through a lubricator mounted on a tubing string rbl, which blocks the telecontrol systems are connected to a control device for transmitting control commands as motorized control valves of the controller and the control information from the telemetry sensors instrumentation control station logging cable with the division signals;
в газопровод подвода газа от внешнего источника в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя встроены регулируемая задвижка и обратный клапан;An adjustable gate valve and a non-return valve are built into the gas pipeline for supplying gas from an external source to the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer;
что в трубопровод подачи поверхностно-активного вещества из емкости в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя встроены регулируемая задвижка и обратный клапан;that in the pipeline for supplying surfactant from the tank to the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer, an adjustable gate valve and a check valve are integrated;
к водопроводу подачи воды в газожидкостный эжектор-смеситель параллельно подсоединен байпас возврата воды после силового насоса на его вход, оснащенный предохранительным клапаном, стабилизирующим напор воды в газожидкостный эжектор-смеситель;a bypass for returning water after the power pump to its inlet is connected in parallel to the water supply pipe to the gas-liquid ejector-mixer, equipped with a safety valve that stabilizes the pressure of the water in the gas-liquid ejector-mixer;
блоки телемеханической системы выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения и демонтажа при ремонте и обслуживании их, для чего диаметры посадочных мест в муфтах для блоков, соответственно, уменьшаются сверху вниз;the blocks of the telemechanical system are made with the possibility of sequentially landing them with a geophysical cable from the wellhead into the nests of the corresponding cross-flow couplings and dismantling them during repair and maintenance, for which the diameters of the seats in the coupling for the blocks, respectively, are reduced from top to bottom;
геофизические кабели на участках между блоками телемеханической системы размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия, с возможностью изменения расстояния между блоками при последовательной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения закачиваемой в пласты газожидкостной эмульсии.Geophysical cables in the areas between the blocks of the telemechanical system are placed in telescopic tubes equipped with compression springs, with the possibility of changing the distance between the blocks during sequential landing and dismantling them in the corresponding cross-flow couplings of the gas-liquid emulsion injected into the layers.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной нагнетательной скважины, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the claimed injection well. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The results of the search for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the proposed technical solution showed that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом нефтедобывающем промысле. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented in any oil field. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг. 1 схематично показана нагнетательная скважина.In FIG. 1 schematically shows an injection well.
Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу 1, перфорированную на уровне нефтеносных пластов I, II и III, в которой размещена колонна 2 насосно-компрессорных труб (НКТ) с нажимным пакером 3, оснащенным верхним якорным устройством, механическим пакером 4 и опорным пакером 5 с нижним якорным устройством, установленными выше нефтеносных пластов I, II и III, соответственно, и муфтами перекрестного течения 6, 7 и 8, радиальные каналы 9 которых сообщают центральные каналы 10 муфт 6, 7 и 8 с нефтеносными пластами I, II и III через межтрубные пространства, разобщенные пакерами 3, 4 и 5, над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами 11 с возможностью поочередной посадки пакеров 3, 4 и 5 в обсадной трубе 1, а продольные каналы 12 сообщают полости НКТ выше и ниже муфт 6, 7 и 8. Продольные каналы 12 нижней муфты 8 заблокированы заглушкой 13. В центральных каналах 10 муфт 6, 7 и 8 герметически установлены блоки 14 телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты. Блоки 14 ТМС включают регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах 15, установленных выше муфт 6, 7 и 8, позволяющие отслеживать фактические параметры закачиваемого рабочего агента (давление, температуру и расход) в нефтеносные пласты I, II и III. Блоки 14 ТМС соединены между собой геофизическим кабелем 16, пропущенным через лубрикатор 17, установленный на колонне 2 НКТ, которым блоки 14 ТМС связаны с устройством управления (УУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, для передачи управляющих команд электроприводам регулировочных клапанов от управляющего контроллера и контрольной информации от датчиков на контрольно-измерительные приборы (КИП) станции управления (СУ) по геофизическому кабелю 16 с разделением сигналов. Блоки 14 ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их геофизическим кабелем 16 из устья скважины в гнезда соответствующих муфт перекрестного течения 6, 7 и 8, для чего диаметры посадочных мест в муфтах 6, 7 и 8 для блоков 14, соответственно, уменьшаются сверху вниз. Геофизические кабели 16 на участках между блоками 14 ТМС размещены в телескопических трубках 18, оснащенных пружинами сжатия 19, с возможностью изменения расстояния между блоками 14 при последовательной посадке и демонтаже их в соответствующих муфтах перекрестного течения. Колонна 2 НКТ оснащена устьевой запорно-перепускной арматурой 20, сообщающейся с приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ, содержащей силовой насос 21 с частотно-регулируемым электроприводом 22, сообщающийся входом с водопроводом 23 от источника воды с запорным краном 24, газожидкостный эжектор-смеситель 25 входами с газопроводом 26 от источника газа, оснащенным регулируемой задвижкой 27 и обратным клапаном 28, емкостью с поверхностно-активным веществом (ПАВ) трубопроводом 29, оснащенным регулируемой задвижкой 30 и обратным клапаном 31, и водопроводом 32 с выпуском силового насоса 21. Выброс рабочего агента из газожидкостного эжектора-смесителя 25 сообщается с устьевой запорно-перепускной арматурой 20 на колонне 2 НКТ по трубопроводу 33, в который последовательно встроены дожимной насос 34 и гидрозатвор 35. К водопроводу 23 подачи воды в газожидкостный эжектор-смеситель 25 и водопроводу 32 выпуска воды из него подсоединен байпас 36 возврата воды на вход силового насоса 21 при чрезмерном напоре ее в газожидкостный эжектор-смеситель 25, через предохранительный клапан 37, стабилизирующий напор воды в газожидкостный эжектор-смеситель 25. СУ соединена силовым кабелем 38 с частотно-регулируемым электроприводом 22 силового насоса 21 и силовым кабелем 39 с электроприводом дожимного насоса 34.The injection well contains a casing 1 perforated at the level of oil reservoirs I, II and III, in which a tubing string 2 is installed with a pressure packer 3 equipped with an upper anchor device, a mechanical packer 4 and a reference packer 5 with a lower anchor a device installed above the oil reservoirs I, II and III, respectively, and cross-flow couplings 6, 7 and 8, the radial channels 9 of which communicate the central channels 10 of the couplings 6, 7 and 8 with the oil reservoirs I, II and III through the annular spaces, disconnected packers 3, 4 and 5 above the last tubing are hermetically connected by movable disconnecting couplings 11 with the possibility of alternately landing packers 3, 4 and 5 in the casing 1, and longitudinal channels 12 communicate cavity tubing above and below the couplings 6, 7 and 8. Longitudinal the channels 12 of the lower sleeve 8 are blocked by a plug 13. In the central channels 10 of the couplings 6, 7 and 8, units 14 of the telemechanical system (TMS) for regulating the flow and metering the flow rate of the injected working agent into the corresponding layers are hermetically installed. The TMS blocks 14 include a control valve with an electric drive of programmed control and a flowing saddle, telemetry sensors and a flow meter located in the sleeves 15 installed above the couplings 6, 7 and 8, which allow monitoring the actual parameters of the injected working agent (pressure, temperature and flow) in oil reservoirs I, II and III. The TMS blocks 14 are interconnected by a geophysical cable 16, passed through a lubricator 17 mounted on the tubing string 2, by which the TMS blocks 14 are connected to a control device (CU) containing a time relay and a control controller with software for transmitting control commands to the control valve electric drives from the control controller and control information from the sensors to instrumentation (instrumentation) of the control station (SU) on the geophysical cable 16 with the separation of signals. TMS blocks 14 are made with the possibility of their sequential landing by a geophysical cable 16 from the wellhead into the nests of the corresponding cross-flow couplings 6, 7 and 8, for which the diameters of the seats in the couplings 6, 7 and 8 for blocks 14, respectively, are reduced from top to bottom. Geophysical cables 16 in the areas between the TMS blocks 14 are placed in telescopic tubes 18 equipped with compression springs 19, with the possibility of changing the distance between the blocks 14 during sequential landing and dismantling them in the corresponding cross-flow couplings. Column 2 of the tubing is equipped with wellhead shut-off and bypass valves 20, which communicates with the wellhead pump-ejector installation for pumping the working agent into the column 2 of the tubing, containing a power pump 21 with a frequency-controlled electric drive 22, communicating with the water supply 23 from the water source with a stopcock 24, gas-liquid ejector-mixer 25 inlets with a gas pipe 26 from a gas source equipped with an adjustable gate valve 27 and a check valve 28, a container with a surface-active substance (surfactant) pipe 29 equipped with an adjustable the engine 30 and the check valve 31, and the water supply 32 with the release of the power pump 21. The release of the working agent from the gas-liquid ejector-mixer 25 is communicated with wellhead shut-off and bypass valves 20 on the tubing string 2 through a pipe 33, into which a booster pump 34 and a water seal are sequentially built 35. A bypass 36 for returning water to the inlet of the power pump 21 is connected to the water supply pipe 23 of the water supply to the gas-liquid ejector-mixer 25 and the water supply pipe 32 to discharge water from it when the pressure is excessive to the gas-liquid ejector-mixer 25, through safety guards a check valve 37 stabilizing the pressure of water into a gas-liquid ejector-mixer 25. The control system is connected by a power cable 38 to a frequency-controlled electric drive 22 of the power pump 21 and a power cable 39 with an electric drive of the booster pump 34.
Нагнетательная скважина работает следующим образом.The injection well operates as follows.
Сначала выполняют монтаж внутрискважинного оборудования нагнетательной скважины. Над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 8, продольные каналы 12 которой заблокированы заглушкой 13, посредством НКТ присоединяют опорный пакер 5 с нижним расположением якорного устройства и в собранном виде с помощью колонны 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1, в которой возвратно-поступательными перемещениями колонны 2 НКТ опорный пакер 5 с помощью нижнего якорного устройства закрепляют над нефтеносным пластом III так, чтобы радиальные каналы 9 муфты 8 сообщались с нефтеносным пластом III через межтрубное пространство ниже пакера 5 и перфорации обсадной трубы 1. Затем над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 7, посредством НКТ присоединяют подвижную разъединительную муфту 11 и механический пакер 4, и в собранном виде с помощью колонны 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1 с герметичным соединением подвижной разъединительной муфты 11 с ниже расположенной НКТ от опорного пакера 5 так, чтобы механический пакер 4 при этом располагался над нефтеносным пластом II, а радиальные каналы 9 муфты 7 сообщались с нефтеносным пластом II через межтрубное пространство ниже пакера 4 и перфорации обсадной трубы 1. Затем над устьем нагнетательной скважины к муфте перекрестного течения 6, посредством НКТ присоединяют вторую подвижную разъединительную муфту 11 и нажимной пакер 3 с верхним расположением якорного устройства, и в собранном виде колонной 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1 с герметичным соединением подвижной разъединительной муфты 11 с ниже расположенной НКТ от опорного пакера 4 так, чтобы нажимной пакер 3 при этом располагался выше нефтеносного пласта I, а радиальные каналы 9 муфты 6 сообщались с нефтеносным пластом 1 через межтрубное пространство ниже пакера 3 и перфорации обсадной трубы 1. Затем нажимом колонны 2 НКТ на пакер 3 последовательно по мере увеличения нагрузки пакерами 5, 4 и 3 разобщают нефтеносные пласты I, II и III снизу вверх с образованием между ними межтрубных пространств и закрепляют их в рабочем состоянии якорным устройством нажимного пакера 3. После этого над устьем нагнетательной скважины геофизическим кабелем 16 связывают блоки 14 ТМС регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента в соответствующие пласты сверху вниз по мере увеличения диаметров посадочных мест в центральных каналах блоков 14 ТМС с размещенными геофизическими кабелями 16 в телескопических трубках 18 и растянутыми по длине под воздействием пружин 19, с закрытыми регулировочными клапанами перепускными седлами и в собранном виде с помощью геофизического кабеля 16 блоки 14 ТМС из устья нагнетательной скважины спускают в колонну 2 НКТ и усилием скважинного доводчика из устья скважины блоки 14 ТМС последовательно по мере увеличения диаметров посадочных мест герметически сажают в гнезда муфт перекрестного течения 8, 7 и 6 с сокращением длины геофизических кабелей 16 в телескопических трубках 18 путем сжатия пружин 19 между блоками 14 ТМС, т.е. сначала в муфту 8 с наименьшим диаметром посадочного места, затем в муфту 7 со средним диаметром и в муфту 6 с наибольшим диаметром. Конец геофизического кабеля 16 пропускают через лубрикатор 17, последний закрепляют на колонне 2 НКТ, а геофизический кабель 16 присоединяют к УУ. После этого колонну 2 НКТ устьевой запорно-перепускной арматурой 20 соединяют с приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ.First, the installation of downhole equipment of the injection well is performed. Above the mouth of the injection well, to the cross-flow sleeve 8, the longitudinal channels 12 of which are blocked by a plug 13, the support packer 5 with the lower location of the anchor device is connected via tubing and assembled using the tubing string 2 from the mouth of the injection well into the casing 1, in which reciprocating column 2 tubing support packer 5 using the lower anchor device is fixed above the oil reservoir III so that the radial channels 9 of the coupling 8 were in communication with the oil reservoir II I through the annulus below the packer 5 and the perforation of the casing 1. Then, over the mouth of the injection well to the cross-flow sleeve 7, a movable disconnecting sleeve 11 and a mechanical packer 4 are connected via tubing and assembled using the tubing string 2 from the mouth of the injection well into the casing 1 with a tight connection of the movable disconnecting sleeve 11 with the tubing below the supporting packer 5 so that the mechanical packer 4 is located above the oil reservoir II, and the radial channels Ally 9 of sleeve 7 communicated with the oil reservoir II through the annulus below the packer 4 and perforation of the casing 1. Then, over the mouth of the injection well, to the cross-flow sleeve 6, a second movable disconnect sleeve 11 and pressure packer 3 with the upper position of the anchor device are connected, and in assembled form, the tubing string 2 from the mouth of the injection well is lowered into the casing 1 with a tight connection of the movable disconnecting sleeve 11 with the tubing located lower from the supporting packer 4 so that the pressure packer 3 was located above the oil reservoir I, and the radial channels 9 of the coupling 6 communicated with the oil reservoir 1 through the annulus below the packer 3 and perforation of the casing 1. Then, by pressing the tubing string 2 on the packer 3 in series as the load increases by packers 5, 4 and 3 separate the oil-bearing strata I, II and III from bottom to top with the formation of annular spaces between them and fix them in working condition with the anchor device of the pressure packer 3. After that, over the mouth of the injection well with a geophysical cable 16 connect the TMS blocks 14 for controlling the flow and accounting for the flow rate of the injected working agent into the corresponding layers from top to bottom as the diameters of the seats in the central channels of the TMS blocks 14 increase with geophysical cables 16 located in the telescopic tubes 18 and stretched in length under the action of the springs 19, with closed control valves by-pass saddles and assembled using a geophysical cable 16 blocks 14 TMS from the mouth of the injection well is lowered into the tubing string 2 and the downhole force and from the wellhead, the TMC blocks 14 are successively sealed as the diameters of the seats are sealed in the jacks of the cross-flow couplings 8, 7 and 6 with a reduction in the length of the geophysical cables 16 in the telescopic tubes 18 by compressing the springs 19 between the TMC blocks 14, i.e. first into the coupling 8 with the smallest diameter of the seat, then into the coupling 7 with the average diameter and into the coupling 6 with the largest diameter. The end of the geophysical cable 16 is passed through a lubricator 17, the latter is fixed on the tubing string 2, and the geophysical cable 16 is connected to the control unit. After that, the tubing string 2 is connected with the wellhead shut-off and bypass valve 20 with the wellhead pumping and ejector unit for pumping the working agent into the tubing string 2.
После монтажа многопластовой нагнетательной скважины с блоками 14 ТМС проводят закачку создаваемого приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетаемого рабочего агента через колонну 2 НКТ в нефтеносные пласты I, II и III. Для этого открывают запорный кран 24 на водопроводе 23, соединенный с источником воды, и регулируемую задвижку 27 на газопроводе 26, соединенный с источником газа, и устьевую запорно-перепускную арматуру 20 на колонне 2 НКТ. От источника воды по водопроводу 23 силовым насосом 21 с частотно-регулируемым электроприводом 22 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 38 воду под давлением в пределах 5-10 МПа подают по водопроводу 32 в рабочее сопло газожидкостного эжектора-смесителя 25. При высокой скорости протекания потока воды из рабочего сопла в камеру смешения газожидкостного эжектора-смесителя 25 в его приемной камере создается разрежение, куда подсасывается газ от источника газа по газопроводу 26, одновременно с ним для увеличения вязкости рабочего агента открывают регулируемую задвижку 30 на трубопроводе 29, по которому из емкости ПАВ в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя 25 периодически добавляют пенообразующие ПАВ. В камере смешения газожидкостного эжектора-смесителя 25 происходит смешивание потоков воды, газа и пенообразующего ПАВ с образованием рабочего агента с концентрацией ПАВ в пределах 0,5-1,1% для закачки его в нефтеносные пласты I, II и III. На выходе из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 25 рабочий агент имеет некоторое повышенное давление в пределах 6-7 МПа, которого, однако, недостаточно для эффективной закачки его, по крайней мере, в один из нефтеносных пластов I, II и/или III. Поэтому после выброса рабочего агента из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 25 нагнетание рабочего агента по трубопроводу 33 увеличивают дожимным насосом 34 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 39, после которого его закачивают через колонну 2 НКТ в нефтеносные пласты I, II и/или III под давлением до 15 МПа. Далее рабочий агент под этим давлением поступает через продольные каналы 12 муфт перекрестного течения 6 и 7 на всю глубину нагнетательной скважины до муфты 8 и в полости гильз 15 над муфтами перекрестного течения 6, 7 и 8. Протекая через полости гильз 15 рабочий агент омывает датчики телеметрии, далее перетекает в центральные каналы муфт перекрестного течения 6, 7 и 8 и через просветы перепускных седел, частично или полностью перекрываемые регулировочными клапанами с электроприводами программного управления, перетекает через сообщающиеся центральные каналы 10 и радиальные каналы 9 муфт перекрестного течения 6, 7 и 8 поступает в соответствующие нефтеносные пласты I, II и/или III под давлением от 10 до 15 МПа через межтрубные пространства и перфорации в обсадной трубе 1 путем регулирования просветов перепускных седел регулировочными клапанами блоков 14 ТМС в соответствии технологической картой режимов эксплуатации добывающих скважин. Регулировочные клапаны блоков 14 ТМС управляются электроприводами программного управления путем передачи им управляющих команд от контроллера с программным управлением УУ по геофизическому кабелю 16 с обратной связью информации от датчиков телеметрии и расходомера блоков 14 ТМС с отображением на КИП, размещенных на СУ, с разделением сигналов. Давление нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ и нефтеносные пласты I, II и III определяют по дебиту добывающих скважин. Открытие всех проточных седел регулировочными клапанами в блоках 14 ТМС обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I, II и III, а перекрытие всех проточных седел срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия проточных седел регулировочными клапанами в блоках 14 ТМС позволяет дифференцированно регулировать потоки рабочего агента в нефтеносные пласты I, II и III как по времени, так и по расходу рабочего агента до необходимого давления в том или другом нефтеносных пластах I, II или III, что позволяет производить программно-регулируемое поддержание пластового давления в нефтеносных пластах I, II и III для вытеснения нефти в нефтедобывающие скважины.After the installation of a multilayer injection well with 14 TMS blocks, injection of the wellhead pump-ejector installation of the injected working agent through the tubing string 2 into the oil-bearing formations I, II and III is carried out. To do this, open the stopcock 24 on the water supply 23, connected to the water source, and an adjustable gate valve 27 on the gas pipeline 26, connected to the gas source, and wellhead shut-off and bypass valves 20 on the tubing string 2. From a water source through a water supply pipe 23 with a power pump 21 with a frequency-controlled electric drive 22 with power supply from the SU through a power cable 38, water under pressure in the range of 5-10 MPa is supplied through the water supply pipe 32 to the working nozzle of a gas-liquid ejector-mixer 25. At a high flow rate water from the working nozzle into the mixing chamber of the gas-liquid ejector-mixer 25, a vacuum is created in its receiving chamber, where gas is sucked from the gas source through the gas pipeline 26, at the same time opening the viscosity of the working agent to open it an adjustable valve 30 is installed on the pipe 29, through which foam-forming surfactants are periodically added from the surfactant tank to the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer 25. In the mixing chamber of the gas-liquid ejector-mixer 25, water, gas and foaming surfactant are mixed with the formation of a working agent with a surfactant concentration in the range of 0.5-1.1% for injection into oil-bearing formations I, II and III. At the outlet of the diffuser of the gas-liquid ejector-mixer 25, the working agent has a certain elevated pressure in the range of 6-7 MPa, which, however, is not sufficient to effectively pump it into at least one of the oil-bearing formations I, II and / or III. Therefore, after ejecting the working agent from the diffuser of the gas-liquid ejector-mixer 25, the injection of the working agent through the pipeline 33 is increased by a booster pump 34 with power supply from the SU along the power cable 39, after which it is pumped through the tubing string 2 into the oil reservoirs I, II and / or III under pressure up to 15 MPa. Next, the working agent under this pressure enters through the longitudinal channels 12 of the cross-flow couplings 6 and 7 to the entire depth of the injection well to the sleeve 8 and in the cavity of the sleeves 15 above the cross-flow couplings 6, 7 and 8. Flowing through the cavities of the sleeves 15, the working agent washes the telemetry sensors , then flows into the central channels of the cross-flow couplings 6, 7 and 8 and through the openings of the bypass seats, partially or completely blocked by control valves with electric actuators of program control, flows through the communicating cent The channel channels 10 and the radial channels 9 of the cross-flow couplings 6, 7 and 8 enter the corresponding oil-bearing strata I, II and / or III under a pressure of 10 to 15 MPa through the annular spaces and perforations in the casing 1 by adjusting the clearance of the bypass seats with adjusting valves blocks 14 TMS in accordance with the technological map of operating modes of producing wells. The control valves of the TMS units 14 are controlled by programmed electric drives by transmitting control commands from the controller with programmed control of the control unit via a geophysical cable 16 with feedback of information from telemetry sensors and the flowmeter of the 14 TMS units with display on instrumentation devices located on the control unit with signal separation. The pressure of injection of the working agent into the tubing string 2 and oil reservoirs I, II and III is determined by the production rate of the production wells. The opening of all flowing saddles with the control valves in the TMS blocks 14 provides a quick filling of oil-bearing formations I, II and III, and the overlapping of all flowing saddles works as “closed”. The combination of the opening and closing of flowing saddles with the control valves in blocks 14 TMS allows differentially regulating the flow of the working agent in oil reservoirs I, II and III both in time and in the flow rate of the working agent to the required pressure in one or another oil reservoir I, II or III , which allows for program-controlled maintenance of reservoir pressure in oil reservoirs I, II and III to displace oil in oil producing wells.
При превышении давления воды на входе в рабочее сопло газожидкостного эжектора-смесителя 25 напор воды стабилизируется предохранительным клапаном 37 с возвратом воды после силового насоса 21 по байпасу 36 на его вход.If the water pressure at the inlet to the working nozzle of the gas-liquid ejector-mixer 25 is exceeded, the water pressure is stabilized by the safety valve 37 with the return of water after the power pump 21 bypass 36 to its inlet.
Чтобы избежать кавитационного сбоя в работе дожимного насоса 34 из-за вредного влияния свободного газа, его содержание в рабочем агенте регулируют изменением подачи газа посредством регулируемой задвижки 27 на газопроводе 26 подачи газа в газожидкостный эжектор-смеситель 25, и/или пенообразующих свойств рабочего агента посредством регулируемой задвижки 30 на трубопроводе 29, соединенным с емкостью, заполненной ПАВ, и/или давлением воды, нагнетаемой в газожидкостный эжектор-смеситель 25, посредством частотно-регулируемого электропривода 22 силового насоса 21.To avoid cavitation failure in the operation of the booster pump 34 due to the harmful effects of free gas, its content in the working agent is controlled by changing the gas supply by means of an adjustable valve 27 on the gas supply pipe 26 to the gas-liquid ejector-mixer 25, and / or foaming properties of the working agent by adjustable valve 30 on the pipe 29 connected to a container filled with a surfactant, and / or the pressure of water pumped into a gas-liquid ejector-mixer 25, by means of a frequency-controlled electric drive 22 si fishing pump 21.
При превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 25, чем в газопроводе 26 подачи газа от внешнего источника газа, срабатывает обратный клапан 28 на газопроводе 26, который блокирует попадание воды и/или ПАВ в газопровод 26, а при превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 25, чем в трубопроводе 29 подачи ПАВ из емкости, срабатывает обратный клапан 31 на трубопроводе 29, который блокирует попадание воды и/или газа в емкость с ПАВ.If the pressure in the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer 25 is higher than in the gas supply pipe 26 from an external gas source, the check valve 28 on the gas pipe 26 is activated, which blocks the ingress of water and / or surfactant into the gas pipe 26, and when the pressure in the receiving chamber is exceeded gas-liquid ejector-mixer 25 than in the pipeline 29 for supplying surfactants from the tank, the check valve 31 is activated on the pipeline 29, which blocks the ingress of water and / or gas into the tank with the surfactant.
Использование предлагаемой нагнетательной скважины с программно-регулируемым вытеснением нефти из нефтеносных пластов к нефтедобывающим скважинам позволяет значительно повысить эффективность эксплуатации нефтяных месторождений в соответствие с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.Using the proposed injection well with program-controlled oil displacement from oil-bearing strata to oil producing wells can significantly increase the efficiency of oil field exploitation in accordance with the requirements of the Mineral Protection Rules approved by Resolution No. 71 of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation of June 06, 2003.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015102377/03A RU2574641C2 (en) | 2015-01-26 | Injection well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015102377/03A RU2574641C2 (en) | 2015-01-26 | Injection well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015102377A RU2015102377A (en) | 2015-06-10 |
| RU2574641C2 true RU2574641C2 (en) | 2016-02-10 |
Family
ID=
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613398C2 (en) * | 2016-03-02 | 2017-03-16 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent |
| RU2622575C1 (en) * | 2016-06-08 | 2017-06-16 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Method of forming a water-gas mixture for pumping in a performance well and a control system for its implementation |
| RU2626485C2 (en) * | 2016-05-16 | 2017-07-28 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1909589A (en) * | 1929-01-08 | 1933-05-16 | Oil Well Supply Co | Flooding control valve |
| RU34628U1 (en) * | 2003-08-18 | 2003-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for pumping fluid into the reservoir |
| RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
| RU2517294C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) |
| RU2529072C2 (en) * | 2012-07-04 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Method of influence on stagnant zone of intervals of strata of garipov and plant for its implementation |
| RU2529310C1 (en) * | 2012-03-22 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Downhole device |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1909589A (en) * | 1929-01-08 | 1933-05-16 | Oil Well Supply Co | Flooding control valve |
| RU34628U1 (en) * | 2003-08-18 | 2003-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for pumping fluid into the reservoir |
| RU2529310C1 (en) * | 2012-03-22 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Downhole device |
| RU2529072C2 (en) * | 2012-07-04 | 2014-09-27 | Олег Марсович Гарипов | Method of influence on stagnant zone of intervals of strata of garipov and plant for its implementation |
| RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
| RU2517294C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2613398C2 (en) * | 2016-03-02 | 2017-03-16 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole device for simultaneous-separate pumping of agent |
| RU2626485C2 (en) * | 2016-05-16 | 2017-07-28 | Олег Сергеевич Николаев | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) |
| RU2622575C1 (en) * | 2016-06-08 | 2017-06-16 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Method of forming a water-gas mixture for pumping in a performance well and a control system for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
| RU2365744C1 (en) | Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions) | |
| RU2523590C1 (en) | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs | |
| RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2571124C2 (en) | Oil-producing complex | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2516093C1 (en) | Station for transfer and separation of multiphase mix | |
| CA2891195C (en) | System and method for production of a primary fluid, such as oil, from an underground reservoir | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| RU126802U1 (en) | MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION | |
| RU2574641C2 (en) | Injection well | |
| RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2626485C2 (en) | Device for dual injection operation of agent in well formations (variants) | |
| RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
| RU2014119600A (en) | METHOD FOR PRODUCING FLUID FROM TWO STRESSES OF ONE WELL AND PUMP-EJECTOR INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |