RU2578078C2 - Program-controlled injection well - Google Patents
Program-controlled injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578078C2 RU2578078C2 RU2015106202/03A RU2015106202A RU2578078C2 RU 2578078 C2 RU2578078 C2 RU 2578078C2 RU 2015106202/03 A RU2015106202/03 A RU 2015106202/03A RU 2015106202 A RU2015106202 A RU 2015106202A RU 2578078 C2 RU2578078 C2 RU 2578078C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- coupling
- gas
- flow
- injection well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам.The invention relates to mining, in particular to oil production, and can be used to displace oil from oil reservoirs to production 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, газоэжекторную 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 reservoir 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 installation and an 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, соединенные с электроприводом или электрогидроприводом, расположенные в их корпусах или на станции управления (Патент RU №2529072 C2 «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 the housing and connected via a hydraulic channel, at least one packer, tubing, a device for measuring borehole parameters of dates pressure and temperature sensors and a flowmeter of wellhead or deep-hole execution, and / or a device for measuring time in the form of a timer of wellhead or deep-hole execution, connected by an electric cable to a control device located in the well and / or at the wellhead, and a 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 рабочего агента в пласты скважины, принятого за прототип, является недостаточное вытеснение нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам, снижающей дебит многопластовых скважин.A disadvantage of the known technical solutions for injecting a working agent into the wellbore, adopted as a prototype, is the insufficient displacement of oil from oil-bearing formations to production wells, which reduces the flow rate of multilayer wells.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение дебита 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 flow rate by program-controlled displacement of oil from oil-bearing strata to production wells.
Техническим результатом является повышение дебита нефтеносных пластов.The technical result is to increase the flow rate of oil reservoirs.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной программно-управляемой нагнетательной скважине, содержащей обсадную трубу, перфорированную на уровне нефтеносных пластов, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб и пакеры, установленные над нефтеносными пластами, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом, дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, управляемые устройством управления, содержащим управляющий контроллер с программным обеспечением, устройство измерения пластовых параметров с датчиками телеметрии и расходомером, связанных геофизическим кабелем, согласно предложенному техническому решению, регулировочные клапаны выполнены единым блоком телемеханической системы с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента, соединенным со стволом верхнего пакера посредством стыковочного узла, состоящего из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, последние установлены на прямоточной многоканальной муфте, образующие коаксиальные проточные каналы, а датчики телеметрии и расходомер размещены в полостях гильз, параллельно расположенных в полости корпуса блока телемеханической системы и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления, при этом к центральному каналу прямоточной многоканальной муфты присоединен трубчатый хвостовик, герметически установленный противоположным концом в центральном отверстии муфты, встроенной в колонну труб между вышеупомянутыми пакерами и выполненной с радиальными проточными каналами, сообщающими коаксиальный проточный канал стыковочного узла с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, и центральный проточный канал - с нижним пластом через полости хвостовика и ствола нижнего пакера, при этом блок телемеханической системы присоединен патрубком к колонне насосно-компрессорных труб посредством стыковочной муфты, выполненной со сквозными пазами, и связан с устройством управления геофизическим кабелем, пропущенным через сквозной паз стыковочной муфты и лубрикатор, установленный на торце обсадной трубы, а к колонне насосно-компрессорных труб присоединен дополнительный пакер с кабельным вводом и нажимным якорным устройством, образующий с пакером, расположенным выше верхнего пласта, нагнетательный коллектор, сообщающий полость колонны насосно-компрессорных труб через сквозные пазы стыковочной муфты с полостью корпуса блока телемеханической системы через окна, выполненные в стенке корпуса;The specified technical result is achieved by the fact that in a known program-controlled injection well containing a casing perforated at the level of oil reservoirs, in which there is a string of tubing and packers installed above the oil reservoir, wellhead shut-off and bypass valves, a power pump with frequency-controlled electric drive, gas-liquid ejector-mixer, container with a surfactant, booster pump and water trap connected by pipelines, control station phenomena, power cables, feed pumps, and control valves controlled by a control device containing a control controller with software, a device for measuring reservoir parameters with telemetry sensors and a flow meter connected by a geophysical cable, according to the proposed technical solution, the control valves are made as a single unit of the telemechanical system with the possibility of software-controlled maintenance of reservoir pressures using a control controller with software and the flow rate of the working agent connected to the barrel of the upper packer by means of a docking unit consisting of movable joints of smooth nipples and end fittings, the latter are mounted on a direct-flow multi-channel coupling, forming coaxial flow channels, and telemetry sensors and a flow meter are located in the cavity of the sleeves parallel to the cavity the block body of the telemechanical system and associated with instrumentation at the control station, while to the central channel of the direct-flow multi-channel To the flax coupling, a tubular shank is connected, hermetically installed with the opposite end in the central bore of the coupling built into the pipe string between the aforementioned packers and made with radial flow channels communicating the coaxial flow channel of the docking unit with the upper borehole layer through the interpack space, and the central flow channel with the lower layer through the cavity of the shank and the trunk of the lower packer, while the telemechanical system unit is connected by a pipe to the pump-compressor string weed pipes by means of a connecting sleeve made with through grooves and connected to a geophysical cable control device passed through a through groove of the connecting sleeve and a lubricator installed at the end of the casing, and an additional packer with a cable entry and a push anchor is connected to the string of tubing a device forming, with a packer located above the upper layer, an injection manifold communicating the cavity of the tubing string through the through grooves of the docking sleeve with Lost casing of the telecontrol unit via the window system, made in the wall of the housing;
геофизический кабель подсоединен к блоку телемеханической системы посредством кабельного разъема, штырь которого закреплен в патрубке, а розетка на дне стыковочной муфты;the geophysical cable is connected to the telemechanical system unit via a cable connector, the pin of which is fixed in the pipe, and the socket at the bottom of the docking clutch;
трубы, соединяющие пакеры, расположенные выше нефтеносных пластов, герметически соединены подвижной разъединительной муфтой;pipes connecting packers located above oil reservoirs are hermetically connected by a movable disconnecting sleeve;
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;
в трубопровод подачи поверхностно-активного вещества из емкости в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя встроены регулируемая задвижка и обратный клапан.An adjustable valve and a non-return valve are built into the pipeline for supplying surfactant from the tank to the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной программно-управляемой 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 program-controlled 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 использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be used in oil and gas wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На представленной фигуре 1 схематично показана программно-управляемая нагнетательная скважина.The figure 1 schematically shows a software-controlled injection well.
Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу 1, перфорированную на уровне нефтеносных пластов I и II, в которой размещена колонна 2 насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером 3 на ее конце, оснащенным нажимным якорным устройством и кабельным вводом, пакер 4, расположенный выше верхнего нефтеносного пласта I и оснащенный нажимным якорным устройством, и пакер 5, расположенный выше нижнего нефтеносного пласта II и оснащенный опорным якорным устройством, блок 6 телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента, нагнетаемого в нефтеносные пласты I и II, встроенного в устройство управления (УУ), последнее установлено на станции управления (СУ) скважиной, и приустьевую насосно-эжекторную установку нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ, содержащую силовой насос 7 с частотно-регулируемым электроприводом 8, сообщающийся входом с водопроводом 9 от источника воды с запорным краном 10, газожидкостный эжектор-смеситель 11 входами с газопроводом 12 от источника газа, оснащенным регулируемой задвижкой 13 и обратным клапаном 14, емкостью с поверхностно-активным веществом (ПАВ) трубопроводом 15, оснащенным регулируемой задвижкой 16 и обратным клапаном 17, и водопроводом 18 с выпуском силового насоса 7. Выброс рабочего агента из газожидкостного эжектора-смесителя 11 сообщается с колонной 2 НКТ через устьевую запорно-перепускную арматуру 19 по трубопроводу 20, в последний последовательно встроены дожимной насос 21 и гидрозатвор 22. СУ соединена силовым кабелем 23 с частотно-регулируемым электроприводом 8 силового насоса 7 и силовым кабелем 24 с электроприводом дожимного насоса 21. Корпус 25 блока 6 ТМС патрубком 26 герметически присоединен сверху к стволу пакера 3 посредством стыковочной муфты 27, выполненной с радиальными сквозными пазами 28, а снизу - многоканальным стыковочным узлом 29 со стволом пакера 4, который соединен со стволом пакера 5 колонной труб 30, последние соединены между собой подвижной разъединительной муфтой 31, с возможностью поочередной посадки в обсадной трубе 1 пакеров 4 и 5, блока 6 ТМС и последовательного их демонтажа.The software-controlled injection well contains a casing 1 perforated at the level of oil reservoirs I and II, in which a tubing string 2 is installed with a packer 3 at its end equipped with a push anchor device and cable entry, a packer 4 located above the upper oil reservoir I and equipped with a push anchor device, and a packer 5 located above the lower oil reservoir II and equipped with a support anchor device, block 6 of the telemechanical system (TMS) with the possibility of program-control pressure to maintain reservoir pressure using a control controller with software and accounting for the flow rate of the working agent injected into the oil-bearing strata I and II, integrated into the control device (CC), the latter is installed at the control station (CS) of the well, and the wellhead pumping-ejector injection unit working agent in the tubing string 2, containing a power pump 7 with a frequency-controlled electric drive 8, communicating with the water supply 9 from the water source with a shut-off valve 10, a gas-liquid ejector-mixer 11 inlets with a gas line 12 from a gas source equipped with an adjustable gate valve 13 and a check valve 14, a tank with a surface-active substance (surfactant), a pipe 15 equipped with an adjustable gate valve 16 and a check valve 17, and a water pipe 18 with the release of the power pump 7. Emission of the worker of the agent from the gas-liquid ejector-mixer 11 communicates with the tubing string 2 through the wellhead shut-off and by-pass valve 19 through the pipeline 20, the last booster pump 21 and the hydraulic lock 22 are sequentially built in. The control system is connected by a power cable 23 with frequencies an o-adjustable electric drive 8 of the power pump 7 and a power cable 24 with the electric drive of the booster pump 21. The housing 25 of the TMS unit 6 with a nozzle 26 is hermetically connected from above to the packer barrel 3 by means of a coupling 27 made with radial through grooves 28 and a multi-channel docking unit from the bottom 29 with the barrel of the packer 4, which is connected to the barrel of the packer 5 with a string of pipes 30, the latter are interconnected by a movable disconnecting sleeve 31, with the possibility of alternating landing in the casing 1 of the packers 4 and 5, block 6 TMS and atelnogo dismantling.
Блок 6 ТМС включает регулировочные клапаны 32 с электроприводами 33 программного управления, встроенными в корпус 25 блока 6 ТМС, взаимодействующие с запорными седлами 34, с возможностью программно-регулируемого нагнетания рабочего агента и поддержания пластового давления в соответствующих нефтеносных пластах скважины посредством управляющего контроллера с программным обеспечением и датчиков телеметрии и расходомера, позволяющих отслеживать фактические параметры закачиваемого рабочего агента (давление, температуру и расход) в нефтеносные пласты I и II. Датчики телеметрии и расходомер размещены в полостях гильз 35, параллельно расположенных в полости корпуса 25 блока 6 ТМС, сообщающихся с коаксиальными проточными каналами многоканального стыковочного узла 29.Block 6 TMS includes control valves 32 with electric actuators 33 of program control integrated in the housing 25 of block 6 TMS interacting with shut-off seats 34, with the possibility of program-controlled injection of the working agent and maintaining reservoir pressure in the corresponding oil-bearing strata of the well through a control controller with software and telemetry sensors and a flow meter, allowing you to track the actual parameters of the injected working agent (pressure, temperature and flow) in the oil strata I and II. The telemetry sensors and the flow meter are located in the cavities of the sleeves 35, parallel to the cavity of the housing 25 of the TMS unit 6, communicating with the coaxial flow channels of the multi-channel docking station 29.
Многоканальный стыковочный узел 29 состоит из подвижных соединений гладких ниппелей 36 с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой, пристыкованных к корпусу 25 блока 6 ТМС, и концевых штуцеров 37 с развальцованным торцом, образующих трубчатые элементы с коаксиальными проточными каналами и установленных в прямоточной многоканальной муфте 38, выполненной с центральным и периферийными прямоточными каналами, соединенной, в свою очередь, со стволом пакера 4. В колонне труб 30 встроена муфта 39 с радиальными проточными каналами 40, в центральном отверстии которой герметически установлен конец трубчатого хвостовика 41, встроенный другим концом в центральный прямоточный канал многоканальной муфты 38, образующий со стволом пакера 4 и колонной труб 30 коаксиальные каналы, сообщающие коаксиальный проточный канал стыковочного узла 29 через периферийные прямоточные каналы многоканальной муфты 38 и радиальные каналы муфты 39 с верхним пластом I скважины через межпакерное пространство 42, и центральный проточный канал - с нижним пластом II через полости хвостовика 41, колонну труб 30 и ствола нижнего пакера 5.The multi-channel docking unit 29 consists of movable joints of smooth nipples 36 with a guide cone and at least one annular collar docked to the housing 25 of the TMS block 6, and end fittings 37 with a flared end, forming tubular elements with coaxial flow channels and installed in a once-through multi-channel coupling 38 made with central and peripheral once-through channels connected in turn with a packer barrel 4. A sleeve 39 with radial flow channels is integrated in the pipe string 30 and 40, in the central hole of which the end of the tubular shank 41 is hermetically mounted, which is inserted at the other end into the central direct-flow channel of the multi-channel coupling 38, forming coaxial channels with the packer barrel 4 and the pipe string 30, communicating the coaxial flow channel of the docking unit 29 through the peripheral straight-through channels of the multi-channel coupling 38 and radial channels of the coupling 39 with the upper layer I of the well through interpack space 42, and the Central flow channel with the lower layer II through the cavity of the liner 41, the column pipes 30 and the trunk of the lower packer 5.
Пакер 3 образует с пакером 4 нагнетательный коллектор 43, сообщающий полость колонны 2 НКТ через сквозные пазы 28 стыковочной муфты 27 с обособленными каналами 35 блока 6 ТМС через полость корпуса 25 и окна 44, выполненные в стенке корпуса 25.The packer 3 forms with the packer 4 an injection manifold 43 communicating the cavity of the tubing string 2 through the through grooves 28 of the coupling sleeve 27 with separate channels 35 of the TMC block 6 through the housing cavity 25 and the windows 44 made in the wall of the housing 25.
Блок 6 ТМС связан с УУ геофизическим кабелем 45, пропущенным через радиальный сквозной паз 28 стыковочной муфты 27 и лубрикатор 46, установленный на торце обсадной трубы 1, для передачи управляющих команд электроприводам 33 регулировочных клапанов 32 от управляющего контроллера УУ и контрольной информации от датчиков телеметрии и расходомера на контрольно-измерительные приборы СУ по геофизическому кабелю 45. Геофизический кабель 45 подсоединен к блоку 6 ТМС посредством кабельного разъема 47, штырь которого закреплен в патрубке 26, а розетка на дне стыковочной муфты 27, с возможностью раздельной посадки и демонтажа блока 6 ТМС и пакера 3.Block 6 TMS is connected to the control unit by a geophysical cable 45, passed through the radial through groove 28 of the connecting sleeve 27 and the lubricator 46 mounted on the end face of the casing 1, for transmitting control commands to the actuators 33 of the control valves 32 from the control unit of the control unit and control information from telemetry sensors and flowmeter for control and measuring devices SU through a geophysical cable 45. A geophysical cable 45 is connected to the TMS unit 6 through a cable connector 47, the pin of which is fixed in the pipe 26, and the socket at the bottom docking clutch 27, with the possibility of separate landing and dismantling of block 6 TMS and packer 3.
Монтаж программно-управляемой нагнетательной скважины осуществляют в несколько этапов.Installation of a software-controlled injection well is carried out in several stages.
Первым этапом над устьем нагнетательной скважины к стволу пакера 5 с опорным якорным устройством присоединяют нижнюю часть колонны труб 30 и в сборе с помощью колонны 2 НКТ из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1, в которой возвратно-поступательными перемещениями колонны 2 НКТ пакер 5 закрепляют над нефтеносным пластом II посредством опорного якорного устройства.The first step above the mouth of the injection well is to attach the bottom of the pipe string 30 to the packer barrel 5 with the anchor device and assembled using the tubing string 2 from the wellhead into the casing 1, in which the packer 5 is fixed by reciprocating movements of the tubing string 2 above the oil reservoir II by means of the anchor device.
Вторым этапом над устьем нагнетательной скважины к стволу пакера 4 с нажимным якорным устройством присоединяют верхнюю часть колонны труб 30 с муфтой 39 и подвижной разъединительной муфтой 31 на конце, а сверху ствола пакера 4 присоединяют прямоточную многоканальную муфту 38 с концевыми штуцерами 37 многоканального стыковочного узла 29. При этом в центральном отверстии прямоточной многоканальной муфты 38 снизу герметически присоединяют конец трубчатого хвостовика 41, который другим концом герметически встраивают в центральное отверстие муфты 39, образующий со стволом пакера 4 и колонной труб 30 коаксиальный проточный канал, сообщающийся с радиальными каналами муфты 39. Затем в сборе за наружный концевой штуцер 37 многоканального стыковочного узла 29 с помощью колонны 2 НКТ их из устья нагнетательной скважины спускают в обсадную трубу 1, в которой возвратно-поступательными перемещениями колонны 2 НКТ с последующим нажимом на пакер 4 через колонну труб 30 последние герметически соединяют между собой посредством подвижной разъединительной муфты 31. Далее, по мере увеличения нагрузки на пакер 4 разобщают межтрубное пространство пакером 5 между пластами I и II и пакером 4 - выше пласта I, и нажимом на опорное якорное устройство пакера 5 нажимным якорным устройством пакера 4, пакера 4 и 5 закрепляют в рабочем состоянии с образованием межпакерного пространства 42.The second stage above the mouth of the injection well to the trunk of the packer 4 with a push anchor device is attached to the upper part of the pipe string 30 with a sleeve 39 and a movable disconnecting sleeve 31 at the end, and on the top of the barrel of the packer 4 a straight-through multi-channel sleeve 38 with end fittings 37 of the multi-channel docking unit 29 is connected. At the same time, in the central hole of the once-through multichannel coupling 38, the end of the tubular shank 41 is sealed from below, which is hermetically integrated into the central hole of the couplings 39, forming with the barrel of the packer 4 and the string of pipes 30 a coaxial flow channel communicating with the radial channels of the coupling 39. Then, assembled for the outer end fitting 37 of the multi-channel docking unit 29 using the tubing 2, they are lowered from the mouth of the injection well into the casing 1, in which the reciprocating movements of the tubing string 2 with subsequent pressing on the packer 4 through the pipe string 30, the latter are hermetically connected to each other by means of a movable disconnecting sleeve 31. Further, as the load on the packer 4 is divided into the annular space by the packer 5 between layers I and II and the packer 4 above the layer I, and by pressing on the anchor device of the packer 5 with the pressure anchor device of the packer 4, the packer 4 and 5 are fixed in the working state with the formation of interpack space 42.
Третьим этапом над устьем нагнетательной скважины к корпусу блока 6 ТМС присоединяют гладкие ниппели 36 с направляющим конусом и, по меньшей мере, одной кольцевой манжетой, многоканального стыковочного узла 29 и в сборе за патрубок 26 с розеткой кабельного разъема 47 блока 6 ТМС с помощью колонны 2 НКТ спускают из устья нагнетательной скважины в обсадную трубу 1 до соединения гладких ниппелей 36 с концевыми штуцерами 37 многоканального стыковочного узла 29.In the third step, over the mouth of the injection well, smooth nipples 36 with a guide cone and at least one annular collar, multi-channel docking unit 29 and assembly for the pipe 26 with the socket of the cable connector 47 of the TMS block 6 using the column 2 are connected to the body of the TMS block 6 using column 2 The tubing is lowered from the mouth of the injection well into the casing 1 until the smooth nipples 36 are connected to the end fittings 37 of the multi-channel docking station 29.
Четвертым этапом над устьем нагнетательной скважины к стволу пакера 3 с кабельным вводом и нажимным якорным устройством снизу присоединяют стыковочную муфту 27, а сверху - колонну 2 НКТ, геофизический кабель 45, герметически пропущенный через кабельный ввод пакера 3, радиальный сквозной паз 28 стыковочной муфты 27 и соединенный со штырем кабельного разъема 47, закрепленным в дне стыковочной муфты 27. Затем в сборе спускают из устья нагнетательной скважины в обсадную трубу 1 до соединения стыковочной муфты 27 с патрубком 26 блока 6 ТМС, а также соединяют штырь и розетку кабельного разъема 47. После этого возвратно-поступательными перемещениями колонны 2 НКТ по мере увеличения нагрузки нажимным якорным устройством пакера 3 последний закрепляют в рабочем состоянии с образованием между пакерами 3 и 4 межпакерного нагнетательного коллектора 43. Конец геофизического кабеля 45 пропускают через лубрикатор 46, закрепленный на торце обсадной трубе 1, и присоединяют к УУ. После этого колонну 2 НКТ устьевой запорно-перепускной арматурой 19 соединяют с приустьевой насосно-эжекторной установкой нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ.The fourth step above the mouth of the injection well to the trunk of the packer 3 with a cable entry and push anchor device is attached from below the docking sleeve 27, and from above - the tubing string 2, the geophysical cable 45, hermetically passed through the cable entry of the packer 3, the radial through groove 28 of the docking sleeve 27 and connected to the pin of the cable connector 47 fixed to the bottom of the connecting sleeve 27. Then, the assembly is lowered from the mouth of the injection well into the casing 1 until the connecting coupling 27 is connected to the pipe 26 of the TMS unit 6, as well as the pin and socket of the cable connector 47 are opened. After this, by reciprocating movements of the tubing string 2, the packer 3 is anchored in working condition by the pressure anchor device of the packer 3 with the formation of an interpacker pressure collector 43 between the packers 3 and 4. The end of the geophysical cable 45 is passed through the lubricator 46, mounted on the end of the casing 1, and attached to the SU. After that, the tubing string 2 is connected by a wellhead shut-off and bypass valve 19 to the wellhead pumping and ejector unit for injecting a working agent into the tubing string 2.
Программно-управляемая нагнетательная скважина работает следующим образом.Software-controlled injection well operates as follows.
Закачку рабочего агента, создаваемого приустьевой насосно-эжекторной установкой, проводят через колонну 2 НКТ в нефтеносные пласты I и II. Для этого открывают запорный кран 10 на водопроводе 9, соединенном с источником воды, и регулируемую задвижку 13 на газопроводе 12, соединенном с источником газа, и устьевую запорно-перепускную арматуру 19 на колонне 2 НКТ. От источника воды по водопроводу 9 силовым насосом 7 посредством частотно-регулируемого электропривода 8 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 23 воду под давлением в пределах 5-10 МПа подают по водопроводу 18 в рабочее сопло газожидкостного эжектора-смесителя 11. При высокой скорости протекания потока воды из рабочего сопла в камеру смешения газожидкостного эжектора-смесителя 11 в его приемной камере создается разрежение, куда всасывается газ от источника газа по газопроводу 12, одновременно с ним для увеличения вязкости рабочего агента открывают регулируемую задвижку 16 на трубопроводе 15, по которому из емкости ПАВ в приемную камеру газожидкостного эжектора-смесителя 11 периодически добавляют пенообразующие ПАВ. В камере смешения газожидкостного эжектора-смесителя 11 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 и II. На выходе из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 11 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 II и/или II. Поэтому после выброса рабочего агента из диффузора газожидкостного эжектора-смесителя 11 нагнетание рабочего агента по трубопроводу 20 увеличивают дожимным насосом 21 с электропитанием от СУ по силовому кабелю 24, после которого его закачивают через колонну 2 НКТ, ствол пакера 3, стыковочную муфту 27 и ее радиальные сквозные пазы 28 в межпакерный нагнетательный коллектор 43 под давлением до 15 МПа. Далее рабочий агент под этим давлением через окна 44 в корпусе блока 6 ТМС поступает в полость корпуса блока 6 ТМС и далее, в соответствии с технологической картой режимов эксплуатации добывающих скважин, через просветы запорных седел 34, частично или полностью перекрываемые регулировочными клапанами 32 посредством электроприводов 33 программного управления, перетекает в полости гильз 35, омывая датчики телеметрии и расходомер, далее через коаксиальные каналы многоканального стыковочного узла 29, центральный и периферийные прямоточные каналы многоканальной муфты 38 поступает в соответствующие нефтеносные пласты I и/или II. Регулировочные клапаны 32 блока 6 ТМС управляются электроприводами 33 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 6 ТМС с отображением результатов измерения параметров нефтеносных пластов I и II на контрольно-измерительных приборах (КИП), размещенных на СУ. Давление нагнетания рабочего агента в колонну 2 НКТ и нефтеносные пласты I и II задают по дебиту добывающих скважин. Открытие всех запорных седел 33 регулировочными клапанами 32 в блоке 6 ТМС обеспечивает быстрое заполнение нефтеносных пластов I и II рабочим агентом, а перекрытие всех запорных седел 33 срабатывает как «закрыто». Комбинирование открытия и закрытия запорных седел 33 регулировочными клапанами 32 блока 6 ТМС позволяет дифференцированно регулировать потоки рабочего агента в нефтеносные пласты I и II как по времени, так и по расходу рабочего агента до необходимого давления в том или другом нефтеносном пласте I или II, что позволяет производить программно-регулируемое поддержание пластового давления в нефтеносных пластах I и II для вытеснения нефти в нефтедобывающие скважины.The injection of the working agent created by the estuarine pump-ejector installation is carried out through the tubing string 2 into the oil-bearing strata I and II. To do this, open the shut-off valve 10 on the water supply 9 connected to the water source, and an adjustable valve 13 on the gas pipeline 12 connected to the gas source, and wellhead shut-off and overflow valves 19 on the tubing string 2. From a water source through a water supply 9 by a power pump 7 by means of a frequency-controlled electric drive 8 with power supply from the SU through a power cable 23, water under pressure in the range of 5-10 MPa is supplied through the water supply 18 to the working nozzle of a gas-liquid ejector-mixer 11. At a high flow rate water from the working nozzle into the mixing chamber of the gas-liquid ejector-mixer 11 in its receiving chamber creates a vacuum, where gas is sucked from the gas source through the gas line 12, at the same time to increase the viscosity of the working agent tkryvayut adjustable valve 16 in conduit 15, by which the surfactant from the container into the receiving chamber of the ejector the gas-liquid mixer 11 are periodically added foaming surfactant. In the mixing chamber of the gas-liquid ejector-mixer 11, water, gas and foam-forming 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 and II. At the outlet of the diffuser of the gas-liquid ejector-mixer 11, the working agent has a certain elevated pressure in the range of 6-7 MPa, which, however, is not enough to efficiently pump it into at least one of the oil-bearing formations II and / or II. Therefore, after ejecting the working agent from the diffuser of the gas-liquid ejector-mixer 11, the injection of the working agent through the pipeline 20 is increased by the booster pump 21 with power supply from the SU through the power cable 24, after which it is pumped through the tubing string 2, the packer barrel 3, the coupling sleeve 27 and its radial end-to-end grooves 28 into the interpacker discharge manifold 43 under pressure up to 15 MPa. Further, the working agent under this pressure through the windows 44 in the housing of the TMS unit 6 enters the cavity of the housing of the TMS unit 6 and then, in accordance with the technological map of the operating modes of production wells, through the gaps of the locking seats 34, partially or completely blocked by the control valves 32 by means of electric actuators 33 program control, flows into the cavity of the sleeves 35, washing the telemetry sensors and the flow meter, then through the coaxial channels of the multi-channel docking station 29, the Central and peripheral direct-flow channel Multi-channel coupling 38 enters the corresponding oil reservoirs I and / or II. The control valves 32 of the TMS unit 6 are controlled by programmed electric drives 33 by transmitting control commands from the controller with programmed control UU via a geophysical cable 16 with feedback of information from telemetry sensors and a flow meter of TMS units 6 with the measurement results of the parameters of oil reservoirs I and II displayed on the control -measurement devices (instrumentation) located on the control system. The pressure of injection of the working agent into the tubing string 2 and the oil-bearing strata I and II are set by the production rate of the producing wells. The opening of all locking seats 33 by adjusting valves 32 in the TMS block 6 provides a quick filling of oil reservoirs I and II with a working agent, and the overlapping of all locking saddles 33 works as “closed”. The combination of the opening and closing of the locking seats 33 by the control valves 32 of the TMS unit 6 allows differentially regulating the flow of the working agent into the oil reservoirs I and II both in time and in the flow rate of the working agent to the required pressure in one or another oil reservoir I or II, which allows to produce program-controlled maintenance of reservoir pressure in oil reservoirs I and II to displace oil in oil wells.
Чтобы избежать кавитационного сбоя в работе дожимного насоса 21 из-за вредного влияния свободного газа, его содержание в рабочем агенте регулируют изменением подачи газа посредством регулируемой задвижки 13 на газопроводе 12 подачи газа в газожидкостный эжектор-смеситель 11, и/или пенообразующих свойств рабочего агента посредством регулируемой задвижки 16 на трубопроводе 15, соединенном с емкостью, заполненной ПАВ, и/или регулирования давления воды, нагнетаемой в газожидкостный эжектор-смеситель 11, посредством частотно-регулируемого электропривода 8 силового насоса 7, в соответствии с технологической картой эксплуатации скважины.To avoid cavitation failure in the operation of the booster pump 21 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 shutter 13 on the gas supply line 12 to the gas-liquid ejector-mixer 11, and / or foaming properties of the working agent by adjustable valve 16 on the pipe 15 connected to the tank filled with surfactants, and / or regulating the pressure of the water pumped into the gas-liquid ejector-mixer 11, by means of a frequency-controlled electronic 8 oprivoda power pump 7 in accordance with the well operation process map.
При превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 11, чем в газопроводе 12 подачи газа от внешнего источника газа, срабатывает обратный клапан 14 на газопроводе 12, который блокирует попадание воды и/или ПАВ в газопровод 12, а при превышении давления в приемной камере газожидкостного эжектора-смесителя 11, чем в трубопроводе 15 подачи ПАВ из емкости, срабатывает обратный клапан 17 на трубопроводе 15, который блокирует попадание воды и/или газа в емкость с ПАВ.When the pressure in the receiving chamber of the gas-liquid ejector-mixer 11 is higher than in the gas supply line 12 from an external gas source, the check valve 14 on the gas line 12 is activated, which blocks the ingress of water and / or surfactant into the gas line 12, and when the pressure in the receiving chamber is exceeded gas-liquid ejector-mixer 11 than in the pipeline 15 for supplying surfactants from the tank, the check valve 17 is activated on the pipeline 15, which blocks the ingress of water and / or gas into the tank with the surfactant.
Демонтаж внутрискважинного оборудования программно-управляемой нагнетательной скважины проводят в порядке, обратном монтажу.Dismantling of downhole equipment of a software-controlled injection well is carried out in the reverse order of installation.
Использование предлагаемой программно-регулируемой нагнетательной скважины с программно-регулируемым поддержанием вытеснения нефти из нефтеносных пластов к нефтедобывающим скважинам позволяет значительно повысить дебит нефтеносных пластов в соответствии с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.The use of the proposed program-controlled injection well with program-controlled maintenance of oil displacement from oil reservoirs to oil producing wells can significantly increase the production rate of oil reservoirs in accordance with the requirements of the Rules for the Protection of the Subsurface, approved by the resolution of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 dated June 06, 2003.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106202/03A RU2578078C2 (en) | 2015-02-24 | 2015-02-24 | Program-controlled injection well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106202/03A RU2578078C2 (en) | 2015-02-24 | 2015-02-24 | Program-controlled injection well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015106202A RU2015106202A (en) | 2015-07-27 |
| RU2578078C2 true RU2578078C2 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=53761890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015106202/03A RU2578078C2 (en) | 2015-02-24 | 2015-02-24 | Program-controlled injection well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2578078C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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) |
| RU2683459C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Products lifting device with the steam-thermal effects on the formation |
| RU2706084C2 (en) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Automated system for optimum operation of gas and gas condensate wells with high liquid content |
| RU2735011C1 (en) * | 2020-05-20 | 2020-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method for development of oil and gas deposit by maintaining formation pressure at steady-state constant injection mode and equipment for its implementation |
Families Citing this family (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 |
| CN113187453B (en) * | 2021-07-01 | 2021-10-15 | 东营市瑞丰石油技术发展有限责任公司 | Washable well sand-prevention water injection process pipe column and implementation method thereof |
| CN114517669B (en) * | 2022-03-06 | 2022-09-06 | 大庆乾斯晨石油科技开发有限公司 | Intelligent flow control adjusting equipment based on water injection well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU92906U1 (en) * | 2009-11-30 | 2010-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | DEVICE FOR GAS PUMPING INTO THE LAYER |
| RU136082U1 (en) * | 2013-05-29 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | INSTALLATION OF PREPARATION AND INJECTION OF A FINE DISPERSED WATER-GAS MIXTURE (MDVHS) IN A PLAST |
| RU143281U1 (en) * | 2013-12-10 | 2014-07-20 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | EXPLOSIVE WELL FOR DISPOSAL OF ASSOCIATED OIL GAS |
| 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 |
| RU2014141711A (en) * | 2014-10-15 | 2015-01-20 | Олег Сергеевич Николаев | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |
-
2015
- 2015-02-24 RU RU2015106202/03A patent/RU2578078C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU92906U1 (en) * | 2009-11-30 | 2010-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | DEVICE FOR GAS PUMPING INTO THE LAYER |
| 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 |
| RU136082U1 (en) * | 2013-05-29 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | INSTALLATION OF PREPARATION AND INJECTION OF A FINE DISPERSED WATER-GAS MIXTURE (MDVHS) IN A PLAST |
| RU143281U1 (en) * | 2013-12-10 | 2014-07-20 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | EXPLOSIVE WELL FOR DISPOSAL OF ASSOCIATED OIL GAS |
| RU2014141711A (en) * | 2014-10-15 | 2015-01-20 | Олег Сергеевич Николаев | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2706084C2 (en) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Automated system for optimum operation of gas and gas condensate wells with high liquid content |
| RU2683459C1 (en) * | 2018-04-18 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Products lifting device with the steam-thermal effects on the formation |
| RU2735011C1 (en) * | 2020-05-20 | 2020-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method for development of oil and gas deposit by maintaining formation pressure at steady-state constant injection mode and equipment for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015106202A (en) | 2015-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
| RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
| US7770653B2 (en) | Wellbore bypass method and apparatus | |
| RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
| US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| EP2347093B1 (en) | Multi-point chemical injection system | |
| RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
| RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
| RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
| CN104832143B (en) | Water injection well umbilical pipe full-horizon injection regulation device | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU2398100C2 (en) | Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions) | |
| RU2305170C2 (en) | Packer separation device for well reservoir operation (variants) | |
| RU2017124154A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS ADMINISTRATION OF TWO OR MORE CHEMICALS AND / OR WATER IN THE UNDERGROUND LAYER OF HYDROCARBONS AND / OR CHEMICAL REACTION SPEED OF THESE SUBSTANCES AND DEVICE FOR CARRYING OUT THIS | |
| RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
| RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
| US7044227B2 (en) | Subsea well injection and monitoring system | |
| RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
| RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
| RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
| RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170718 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210225 |