一种井下油水分离同井注采系统及管柱的制作方法

1.本发明涉及油田采油技术领域，尤其是一种井下油水分离同井注采系统及管柱。


背景技术：

2.目前很多油田已进入高含水开采期，部分油田含水率已经超过90％，部分区块含水率甚至超过95％，由于采出液含水量不断增加，导致举升、集输和污水处理费用增加，油田开发效益下降，很多油井被迫关井停产，另外大量的污水处理也带来了潜在的环保隐患。


技术实现要素：

3.本发明的目的是提供一种井下油水分离同井注采系统及管柱，以解决现有技术存在的采出液含水量不断增加导致举升、集输和污水处理费用增加的问题。
4.为达到上述目的，本发明提出一种井下油水分离同井注采系统，其包括由上至下依次连接的举升系统、油水分离系统和回注系统，所述油水分离系统具有与生产层连通的油水入口、与所述举升系统连通的出油口、以及与所述回注系统连通的出水口，所述回注系统与注水层连通，所述生产层的油水混合物由所述油水入口进入所述油水分离系统，所述油水分离系统将所述油水混合物分为分离富油和分离水，所述分离富油从所述出油口流出后经由所述举升系统采出，所述分离水从所述出水口流出后经由所述回注系统回注到所述注水层。
5.本发明还提出一种井下油水分离同井注采管柱，其包括上述的井下油水分离同井注采系统。
6.本发明的井下油水分离同井注采系统及管柱的特点和优点是：
7.1、本发明通过设置举升系统、油水分离系统和回注系统，能将地层产出的油水混合物在井下直接分离，分离出的水由回注系统增压回注到注水层，分离出的富油流由举升系统举升到地面，在一口井内同时实现油水分离、注水和采油，一方面减少了地面产水量和地面水处理，另一方面增加了注水量，实现了井下辅助驱替，因此本发明有效解决了现有技术存在的采出液含水量不断增加导致举升、集输和污水处理费用增加的问题，有效降低综合开发成本，实现高含水油田稳油控水、节能降耗；
8.2、本发明的举升系统和回注系统均采用电潜泵，使管柱能够下入斜井、大斜度井、定向井等特殊结构井中；另外本发明的举升系统由于采用电潜泵，举升扬程高，泵挂深度可以达到3000米，可用于51/2＂套管井；
9.3、本发明通过设置封隔系统和导流系统能实现采上注下、采下注上、采两端注中间、采中间注两端等多种注采模式，从而能用于不同油藏的注入和采出。
附图说明
10.以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
11.图1是本发明的井下油水分离同井注采系统的一实施例的示意图；
12.图2是本发明的井下油水分离同井注采系统的另一实施例的示意图；
13.图3是本发明中导流系统的实施例一的示意图；
14.图4是与图3的导流系统配合的封隔系统下入井内并坐封的示意图；
15.图5是本发明中导流系统的实施例二的第一种方案的示意图；
16.图6是本发明中导流系统的实施例二的第二种方案的示意图；
17.图7是与图6的导流系统配合的封隔系统下入井内并坐封的示意图；
18.图8是图6中第三插入密封管的示意图；
19.图9是本发明中注水器的纵向剖视图；
20.图10是本发明中注水器的横向剖视图；
21.图11是本发明中导流系统的实施例三的示意图；
22.图12是本发明中导流系统的实施例四的示意图；
23.图13是与图12的导流系统配合的封隔系统下入井内并坐封的示意图；
24.图14是本发明中产出器的纵向剖视图；
25.图15是本发明中产出器的横向剖视图。
26.主要元件标号说明：
27.1、举升系统；
28.11、举升电潜泵；
29.111、第一多级离心泵；112、第一保护器；113、第一潜油电机；
30.114、第一螺杆泵；115、第一柔性轴；116、第二保护器；117、第二潜油电机；
31.12、举升导流外壳；13、第一环空流道；
32.2、油水分离系统；21、油水入口；22、出油口；23、出水口；
33.3、回注系统；
34.31、回注电潜泵；
35.311、第一上保护器；312、第三潜油电机；313、第一下保护器；
36.314、第二多级离心泵；315、第二上保护器；316、第四潜油电机；
37.317、第二下保护器；318、第二柔性轴；319、第二螺杆泵；
38.32、回注导流外壳；33、第二环空流道；
39.4、电缆；41、大扁电缆；42、小扁电缆；
40.5、井下多参数监测系统；51、信号电缆；52、井下多参数监测仪；
41.6、封隔系统；61、第一封隔器；62、第二封隔器；63、第三封隔器；
42.64、第四封隔器；
43.7、导流系统；
44.71、第一插入密封管；711、台阶；
45.72、外管；721、第一外油管；722、第二插入密封管；723、第二外油管；
46.724、支撑管；725、第三外油管；
47.73、内管；731、第二内油管；732、第三插入密封管；7321、第二连通孔；
48.733、上密封元件；734、下密封元件；735、第三内油管；736、第四插入密封管；
49.74、注水器；741、交叉通道；742、外通道；743、内通道；744、滑套；
50.75、第三环空流道；76、第一连通孔；77、产出器；771、第三连通孔；
51.100、生产层；110、第一生产层；120、第二生产层；
52.200、注水层；210、第一注水层；220、第二注水层；
53.300、井下套管；400、油套环空；500、注水环空；600、油水环空；700、油管。
具体实施方式
54.为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。其中，形容词性或副词性修饰语“上”和“下”、“顶”和“底”、“内”和“外”的使用仅是为了便于多组术语之间的相对参考，且并非描述对经修饰术语的任何特定的方向限制。另外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量，由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
55.如图1、图2所示，本发明提供一种井下油水分离同井注采系统，其包括由上至下依次连接的举升系统1、油水分离系统2和回注系统3，油水分离系统2具有与生产层100连通的油水入口21、与举升系统1连通的出油口22、以及与回注系统3连通的出水口23，回注系统3与注水层200连通，生产层100的油水混合物能由油水入口21进入油水分离系统2，油水分离系统2将油水混合物分为含少量水的油(称为分离富油)和水(称为分离水)，分离富油从出油口22流出后经由举升系统1采出，分离水从出水口23流出后经由回注系统3回注到注水层200。
56.本发明能将地层产出的油水混合物在井下直接分离，分离出的水由回注系统增压回注到注水层，分离出的富油流(可能含有少部分水)由举升系统举升到地面，在一口井内同时实现油水分离、注水和采油，一方面减少了地面产水量和地面水处理，另一方面增加了注水量，实现了井下辅助驱替，因此本发明有效解决了现有技术存在的采出液含水量不断增加导致举升、集输和污水处理费用增加的问题，有效降低综合开发成本，实现高含水油田稳油控水、节能降耗。
57.如图1、图2所示，在一个实施例中，举升系统1包括举升电潜泵11和设于举升电潜泵11外的举升导流外壳12，举升导流外壳12与举升电潜泵11之间具有第一环空流道13，出油口22、第一环空流道13和举升电潜泵11的入口依次连通，因此分离富油依次流经出油口22、第一环空流道13和举升电潜泵11的入口进入举升电潜泵11内，再被举升电潜泵11举升到地面；回注系统3包括回注电潜泵31和设于回注电潜泵31外的回注导流外壳32，回注导流外壳32与回注电潜泵31之间具有第二环空流道33，出水口23、第二环空流道33和回注电潜泵31的入口依次连通，因此分离水依次流经出水口23、第二环空流道33和回注电潜泵31的入口进入回注电潜泵31内，再被回注电潜泵31回注到注水层200。
58.本实施例的举升系统和回注系统均采用电潜泵，使管柱能够下入斜井、大斜度井、定向井等特殊结构井中，而现有技术由于采用有杆泵举升，若下入上述特殊结构井中，会出现杆管偏磨等状况，影响系统寿命，因此现有技术无法下入上述特殊结构井中；另外，本实施例的举升系统由于采用电潜泵，举升扬程高，泵挂深度可以达到3000米，可用于51/2＂套管井，而现有技术的井下油水分离同井注采技术由于采用地面驱动螺杆泵举升，泵挂深度一般仅在1200米以内。
59.因此，本发明可用于51/2＂套管井的井下油水分离同井注采，既可用于直井，又可用于斜井、定向井、大位移井等特殊结构井，与现有技术相比，举升能力也得到了提高，适应范围更加广泛。
60.如图1所示，在举升电潜泵11的第一个具体实施例中，举升电潜泵11包括由上至下依次连接的第一多级离心泵111、第一保护器112和第一潜油电机113，第一保护器112用于为第一潜油电机113补充电机油，第一多级离心泵111的入口为举升电潜泵11的入口，举升导流外壳12固定在第一多级离心泵111下方，第一保护器112和第一潜油电机113设于举升导流外壳12的内部，举升导流外壳12与第一保护器112和第一潜油电机113之间形成第一环空流道13。
61.如图2所示，在举升电潜泵11的第二个具体实施例中，举升电潜泵11包括由上至下依次连接的第一螺杆泵114、第一柔性轴115、第二保护器116和第二潜油电机117，第二保护器116用于平衡第一螺杆泵114工作时产生的轴向力并为第二潜油电机117补充电机油，第一柔性轴115用于降低第一螺杆泵114的偏心振动，第一螺杆泵114的入口为举升电潜泵11的入口，举升导流外壳12固定在第一螺杆泵114下方，第一柔性轴115、第二保护器116和第二潜油电机117设于举升导流外壳12的内部，举升导流外壳12与第一柔性轴115、第二保护器116和第二潜油电机117之间形成第一环空流道13。
62.在举升电潜泵11的上述两个实施例中，第一环空流道13可以保证分离的油有举升通道，举升导流外壳12将举升电潜泵11的保护器和潜油电机与油套环空400分隔开，能防止分离的油和少量水进入油套环空400形成循环短路。本发明的举升电潜泵11还可以是除电潜离心泵和电潜螺杆泵外的其他能够连续稳定供液的电潜泵。
63.如图1所示，在回注电潜泵31的第一个具体实施例中，回注电潜泵31包括由上至下依次连接的第一上保护器311、第三潜油电机312、第一下保护器313和第二多级离心泵314，第一上保护器311用于为第三潜油电机312补充电机油，第一下保护器313用于平衡第二多级离心泵314工作时产生的轴向力，第二多级离心泵314的入口为回注电潜泵31的入口，回注导流外壳32固定在第二多级离心泵314上方，第一上保护器311、第三潜油电机312和第一下保护器313设于回注导流外壳32的内部，回注导流外壳32与第一上保护器311、第三潜油电机312和第一下保护器313之间形成第二环空流道33。
64.如图2所示，在回注电潜泵31的第二个具体实施例中，回注电潜泵31包括由上至下依次连接的第二上保护器315、第四潜油电机316、第二下保护器317、第二柔性轴318和第二螺杆泵319，第二上保护器315用于为第四潜油电机316补充电机油，第二下保护器317用于平衡第二螺杆泵319工作时产生的轴向力，第二柔性轴318用于降低第二螺杆泵319的偏心振动，第二螺杆泵319的入口为回注电潜泵31的入口，回注导流外壳32固定在第二螺杆泵319上方，第二上保护器315、第四潜油电机316、第二下保护器317和第二柔性轴318设于回注导流外壳32的内部，回注导流外壳32与第二上保护器315、第四潜油电机316、第二下保护器317和第二柔性轴318之间形成第二环空流道33。
65.在举升电潜泵11的上述两个实施例中，第一环空流道13可以保证分离的水有回注通道，回注导流外壳32将回注电潜泵31的保护器和潜油电机与油套环空400分隔开，能防止分离的水进入油套环空400形成循环短路。本发明的回注电潜泵31还可以是除电潜离心泵和电潜螺杆泵外的其他能够连续稳定供液的电潜泵。
66.本发明中，第一保护器112、第二保护器116、第一上保护器311、第一下保护器313、第二上保护器315和第二下保护器317均为现有技术，对于其结构和工作原理，不再赘述；举升系统1和回注系统3的潜油电机可以是三相异步电机，也可以是永磁同步电机。
67.如图1、图2所示，在一个实施例中，举升系统1和回注系统3由一根电缆4供电，该电缆4包括大扁电缆41和连接在大扁电缆41下方的小扁电缆42，大扁电缆41位于举升系统1上方，小扁电缆42对应举升系统1、油水分离系统2和回注系统3，通过电缆接头将小扁电缆42分别接入举升系统1的潜油电机和回注系统3的潜油电机，通过地面变频控制柜分别控制举升系统1和回注系统3的排量，以使举升量和回注量等比例变化。
68.本实施例采用一根电缆4对举升系统1的潜油电机和回注系统3的潜油电机供电，施工简单，降低成本；通过地面变频控制柜可以等比例控制举升系统1和回注系统3的流量。
69.如图1、图2所示，在一个实施例中，油水分离系统2为水力旋流器，水力旋流器的入口为油水入口21，水力旋流器的顶部和底部分别设有溢流口和底流口，溢流口为油水分离系统2的出油口22，底流口为油水分离系统2的出水口23。生产时，油水混合物在举升系统1和回注系统3的抽吸作用下进入水力旋流器，在水力旋流器内产生高速旋转，从而使油和水因密度不同产生离心分离，形成上层的油(即分离富油)和下层的水(即分离水)。
70.进一步，水力旋流器的入口为切向入口或旋转入口。
71.进一步，水力旋流器为单级或多级串联或多级并联，当然还可以是其他多级连接形式。
72.如图1、图2所示，在一个实施例中，井下油水分离同井注采系统还包括连接在回注系统3下方的井下多参数监测系统5，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测系统5回注到注水层200，井下多参数监测系统5可以监测的参数包括但不限于回注流量、回注压力、回注水温度、动液面、泵挂处温度、回注含水率等参数。
73.在一个可行的技术方案中，井下多参数监测系统由地面电源供电，且井下多参数监测系统将采集的参数信号通过单芯信号电缆直接传输到地面。
74.在另一个可行的技术方案中，井下多参数监测系统由回注系统的电机供电，且井下多参数监测系统将采集的参数信号通过回注系统的电机的动力电缆传输到地面。
75.本方案中，如图1、图2所示，具体是，井下多参数监测系统5包括信号电缆51和井下多参数监测仪52，信号电缆51采用1/8英寸单芯电缆(如单芯铠皮信号电缆)或者其他尺寸电缆，信号电缆51从回注系统3的潜油电机的星点引出，回注系统3的潜油电机通过信号电缆51为井下多参数监测仪52供电，井下多参数监测仪52将采集的压力信号、流量信号、温度信号、含水率信号等参数信号通过信号电缆51传输给小扁电缆42，再由小扁电缆42和大扁电缆41传输到地面的变频控制柜。
76.本实施例可采用现有技术的井下多参数监测仪。例如，井下多参数监测仪52内设有两个压力传感器、一个流量传感器、一个含水率测试装置，一个温度传感器和多个振动传感器，用于测量动液面、回注压力、回注流量、回注含水率、井筒温度和管柱多向振动等参数。
77.如图1、图2所示，在一个实施例中，井下油水分离同井注采系统设于井下套管300内，井下套管300与举升系统1、油水分离系统2和回注系统3之间具有油套环空400，油套环空400与生产层100和油水入口21连通，生产层100的油水混合物流经油套环空400、油水入
口21进入油水分离系统2；井下油水分离同井注采系统还包括能分隔生产层100和注水层200的封隔系统6、以及能将回注系统3和注水层200连通的导流系统7，封隔系统6能将生产层100和注水层200分隔，防止生产层100和注水层200串通，导流系统7能将分离水导流至注水层200，导流系统7连接在回注系统3下方并与回注系统3连通，油套环空400位于封隔系统6上方，当回注系统3下方设有井下多参数监测系统5时，导流系统7连接在井下多参数监测系统5下方，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测系统5、导流系统7回注到注水层200。
78.实施例一(采上注下)
79.如图1、图2、图3、图4所示，在实施例一中，生产层100位于注水层200上方，封隔系统6包括设于井下套管300内且位于生产层100和注水层200之间的第一封隔器61，第一封隔器61将生产层100和注水层200分隔，防止生产层100和注水层200串通，油套环空400位于第一封隔器61上方，生产层100通过油套环空400与油水入口21连通，生产层100的油水混合物依次流经油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2；导流系统7包括穿过第一封隔器61的第一插入密封管71，第一插入密封管71和第一封隔器61之间密封，第一插入密封管71的上端与回注系统3连接并连通，具体是第一插入密封管71的上端通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，第一插入密封管71的下端位于第一封隔器61下方，且第一插入密封管71的下端开口与注水层200连通，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、第一插入密封管71回注到注水层200。
80.进一步，第一封隔器61为卡瓦式封隔器；第一插入密封管71的上端呈t形，也就是第一插入密封管71的上端有台阶711，第一插入密封管71的上端与井下多参数监测仪52连接。
81.如图3、图4所示，完井前，第一插入密封管71的上端与井下多参数监测仪52连接，第一封隔器61不与第一插入密封管71连接。完井时，先下入第一封隔器61(如图4所示)，丢手坐封后，再下入完井管柱(如图3所示)，该完井管柱包括由上至下依次连接的油管700、举升系统1、油水分离系统2、回注系统3和井下多参数监测系统5(如图1、图2所示)，当完井管柱下方连接的第一插入密封管71穿过第一封隔器61，且第一插入密封管71的台阶711坐于第一封隔器61上时，完井管柱下放到位，此时完井管柱坐于第一封隔器61上，由于第一封隔器61通过卡瓦坐封在井下套管300上，能承受完井管柱的重量，且不会出现上下滑动，由于完井管柱压在第一封隔器61上，能够防止注水过程中第一插入密封管71上下窜动、破坏密封导致封隔器失效。其中第一插入密封管71的作用是，一方面起到密封作用，隔离第一封隔器61的上方和下方，另一方面是作为回注水到注水层200的通道。
82.更进一步，第一封隔器61为单向卡瓦式封隔器或双向卡瓦式封隔器。例如，第一封隔器61为y441封隔器、y443封隔器或y445封隔器，当然还可以是其他型号的卡瓦式封隔器。
83.实施例二(采下注上)
84.如图5、图6所示，在实施例二中，生产层100包括第一生产层110，注水层200包括位于第一生产层110上方的第一注水层210，封隔系统6包括位于第一生产层110和第一注水层210之间的第二封隔器62、以及位于第一注水层210和油套环空400之间的第三封隔器63；第二封隔器62和第三封隔器63与导流系统7连接，导流系统7和井下套管300之间具有注水环空500，注水环空500位于第二封隔器62和第三封隔器63之间且与第一注水层210连通，导流
系统7具有将回注系统3与注水环空500连通的水流道、以及将第一生产层110与油套环空400连通的油水流道，水流道与油水流道互不连通，第一生产层110的油水混合物依次流经油水流道、油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、水流道、注水环空500回注到第一注水层210。
85.本实施例中，导流系统7设有油水流道和水流道，既能将第一生产层110的油水混合物引流至油套环空400，又能将回注水引流至第一注水层210。
86.如图5、图6所示，具体是，导流系统7包括外管72、设于外管72内的内管73、以及与外管72连接的注水器74，外管72的上端与回注系统3连接，第二封隔器62和第三封隔器63与外管72连接，内管73设于外管72内，内管73的上端与回注系统3连接并连通，具体是内管73的上端通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，油水流道包括位于内管73和外管72之间的第三环空流道75、以及设于外管72的侧壁上且位于第三封隔器63上方的第一连通孔76，第一生产层110的油水混合物依次流经第三环空流道75、第一连通孔76、油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2；注水器74位于第二封隔器62和第三封隔器63之间，注水器74具有将注水环空500和内管73连通的交叉通道741，水流道包括内管73的内部空间和交叉通道741，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、内管73、交叉通道741、注水环空500回注到第一注水层210。
87.如图9、图10所示，具体是，注水器74呈柱状，注水器74还具有轴向贯通的外通道742和轴向贯通的内通道743，内通道743位于外通道742的内侧，外通道742与内通道743互不连通，例如注水器74设于外管72的中部，注水器74的两端分别与外管72的上下两部分连接，外通道742与第三环空流道75连通，内通道743与内管73连通，交叉通道741由内通道743延伸至注水器74的外侧壁上，交叉通道741将内通道743和注水环空500连通，交叉通道741与外通道742互不连通。例如，交叉通道741沿注水器74的径向延伸，交叉通道741为两个，两个交叉通道741分别位于内通道743的相对两侧。
88.如图5所示，在实施例二的第一种可行的方案中，外管72包括连接在回注系统3下方的第一外油管721和连接在第一外油管721下方的第二插入密封管722，具体是第一外油管721的上端通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，第三封隔器63与第一外油管721连接，第二封隔器62坐于井下套管300的内壁上，第二插入密封管722穿过第二封隔器62并坐于第二封隔器62上，第二插入密封管722和第二封隔器62之间密封，第二插入密封管722的下端位于第二封隔器62下方，且第二插入密封管722的下端开口与第一生产层110连通，第一连通孔76设于第一外油管721的侧壁上，第三环空流道75、注水器74的外通道742和第一连通孔76形成油水流道，第一生产层110的油水混合物依次流经第二插入密封管722的下端开口、第三环空流道75、外通道742、第一连通孔76、油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2；
89.内管73为第一内油管，第一内油管设于第一外油管721内，注水器74的外通道742的两端与第一外油管721的上下两部分连接，注水器74的内通道743的两端与第一内油管的上下两部分连接，第一内油管的下端封闭，第一内油管的内部空间、内通道743和交叉通道741形成水流道，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、第一内油管、内通道743、交叉通道741、注水环空500回注到第一注水层210。
90.进一步，第二封隔器62为卡瓦式封隔器，第三封隔器63为压缩式封隔器，第二插入
密封管722的上端呈t形，也就是第二插入密封管722的上端有台阶，第二插入密封管722的上端与第一外油管721的下端连接并连通。
91.如图5所示，完井前，除第二封隔器62外，导流系统7的其余部件都按上述连接关系组装在一起并连接在完井管柱下方。完井时，先下入第二封隔器62，丢手坐封后，再下入完井管柱，第二插入密封管722穿过第二封隔器62，当第二插入密封管722的台阶坐于第二封隔器62上时，完井管柱下放到位，此时完井管柱坐于第二封隔器62上，由于第二封隔器62通过卡瓦坐封在井下套管300上，能承受完井管柱的重量，且不会出现上下滑动，由于完井管柱压在第二封隔器62上，能够防止注水过程中第二插入密封管722上下窜动、破坏密封导致封隔器失效。其中第三封隔器63在完井管柱下放到位后再坐封。其中第二插入密封管722的作用是，一方面起到密封作用，隔离第二封隔器62的上方和下方，另一方面是作为第一生产层110的油水混合物进入第三环空流道75的通道。
92.更进一步，第二封隔器62为单向卡瓦式封隔器或双向卡瓦式封隔器。
93.如图6、图7所示，在实施例二的第二种可行的方案中，外管72包括第二外油管723和支撑管724，第二封隔器62和第三封隔器63与第二外油管723连接，支撑管724连接在回注系统3下方并坐于第三封隔器63上，第一连通孔76设于支撑管724的侧壁上，第三环空流道75、注水器74的外通道742和第一连通孔76形成油水流道，第一生产层110的油水混合物依次流经第三环空流道75、外通道742、第一连通孔76、油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2；
94.注水器74与第二外油管723连接，内管73包括第二内油管731和第三插入密封管732，第二内油管731的上端与回注系统3连接并连通，第三插入密封管732的上端与第二内油管731的下端连接并连通，第三插入密封管732的下端封闭，第三插入密封管732插设于内通道743中，且第三插入密封管732的侧壁上设有将交叉通道741和第二内油管731连通的第二连通孔7321，第二内油管731的内部空间、第三插入密封管732的内部空间、第二连通孔7321和交叉通道741形成水流道，分离水从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、第二内油管731、第三插入密封管732、第二连通孔7321、交叉通道741、注水环空500回注到第一注水层210。
95.再如图6、图7所示，进一步，注水器74还包括设于内通道743中的滑套744，滑套744具有封堵交叉通道741的入口的关闭位置和打开交叉通道741的入口的打开位置，打开位置位于关闭位置下方，当滑套744处于关闭位置时，交叉通道741与内通道743互不连通，当滑套744处于打开位置时，交叉通道741与内通道743连通，第三插入密封管732在插入内通道743时将滑套744由关闭位置推动至打开位置。
96.如图6、图8所示，进一步，第三封隔器63为卡瓦式封隔器，第二封隔器62既可以是卡瓦式封隔器，也可以是其他类型的封隔器；支撑管724的外径大于第三封隔器63的顶端内径，或者说支撑管724的下端能坐于第三封隔器63上；第三插入密封管732的外壁上嵌设有上密封元件733和下密封元件734，上密封元件733位于第二连通孔7321上方，下密封元件734位于第二连通孔7321下方，例如上密封元件733和下密封元件734为密封圈或密封盘根，当第三插入密封管732将滑套744由关闭位置推动至打开位置时，第三插入密封管732的第二连通孔7321与交叉通道741对准并连通，同时第三插入密封管732与内通道743的内壁之间通过上密封元件733和下密封元件734密封配合，以防止水由第三插入密封管732和内通
道743的内壁之间的间隙进入第三环空流道75。具体是，例如，第三插入密封管732的外径等于内通道743的直径。
97.完井前，导流系统7的第二外油管723、注水器74、第二封隔器62和第三封隔器63组装在一起，导流系统7的支撑管724、第二内油管731和第三插入密封管732连接在完井管柱下方。完井时，将第二封隔器62和第三封隔器63一起下入井内并坐封(如图7所示)，其中第三封隔器63通过卡瓦坐封在井下套管300上，丢手后再下入完井管柱(如图6所示)，当支撑管724坐于第三封隔器63上时，完井管柱下放到位，此时第三插入密封管732插入注水器74的内通道743中并将滑套744由关闭位置(如图7所示)推动至打开位置(如图6所示)，且第三插入密封管732通过第二连通孔7321将交叉通道741和第二内油管731连通。本方案中，完井管柱坐于第三封隔器63上，由于第三封隔器63通过卡瓦坐封在井下套管300上，能承受完井管柱的重量，且不会出现上下滑动。其中第三插入密封管732的作用是，一方面起到打开滑套744的作用，另一方面是将第二内油管731和交叉通道741连通，作为回注水到第一注水层210的通道。
98.更进一步，第三封隔器63为单向卡瓦式封隔器或双向卡瓦式封隔器。例如，第三封隔器63为y441封隔器或y445封隔器，当然还可以是其他型号的卡瓦式封隔器；第二封隔器62为y441封隔器或y341封隔器。
99.本方案中，第三插入密封管732和第二内油管731可以是分体式结构，也可以是一体式结构，当为一体式结构时，第三插入密封管732和第二内油管731作为整体可以称为内油管或插入密封管。
100.实施例三(采两端注中间)
101.如图11所示，在实施例三中，生产层100包括第一生产层110和第二生产层120，注水层200包括第一注水层210，第一注水层210位于第一生产层110上方、第二生产层120下方，实施例三的井下油水分离同井注采系统包括前述实施例二的所有技术特征，还包括以下技术特征：第三封隔器63位于第二生产层120下方，第二生产层120的油水混合物依次流经油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2。
102.实施例四(采中间注两端)
103.如图12、图13、图14、图15所示，在实施例四中，注水层200包括第一注水层210和第二注水层220，生产层100包括第一生产层110，第一注水层210位于第一生产层110上方，第二注水层220位于第一生产层110下方，封隔系统6包括位于第一生产层110和第一注水层210之间的第二封隔器62、位于第一注水层210和油套环空400之间的第三封隔器63、以及位于第一生产层110和第二注水层220之间的第四封隔器64；
104.导流系统7包括外管72、设于外管72内的内管73、与外管72连接的注水器74、以及与外管72连接的产出器77，外管72的上端与回注系统3连接，具体是外管72与回注系统3下方的井下多参数监测仪52连接且互不连通，第二封隔器62、第三封隔器63和第四封隔器64与外管72连接，内管73设于外管72内，内管73的上端与回注系统3连接并连通，具体是，内管73通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，内管73和外管72之间具有第三环空流道75，外管72的侧壁上设有位于第三封隔器63上方的第一连通孔76，第一连通孔76将第三环空流道75和油套环空400连通，外管72和井下套管300之间具有注水环空500和油水环空600，注水环空500位于第二封隔器62和第三封隔器63之间且与第一注水层210连通，油水环空600
位于第二封隔器62和第四封隔器64之间且与第一生产层110连通，产出器77位于第二封隔器62和第四封隔器64之间，产出器77的侧壁上设有将第三环空流道75和油水环空600连通的第三连通孔771，将第一生产层110与油套环空400连通的油水流道包括油水环空600、第三连通孔771、第三环空流道75和第一连通孔76，第一生产层110的油水混合物依次流经油水环空600、第三连通孔771、第三环空流道75、第一连通孔76、油套环空400、油水入口21进入油水分离系统2；
105.注水器74位于第二封隔器62和第三封隔器63之间，注水器74具有将注水环空500和内管73连通的交叉通道741，将回注系统3与注水环空500连通的水流道包括内管73的内部空间和交叉通道741，分离水的一部分从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、内管73、交叉通道741、注水环空500回注到第一注水层210；
106.内管73穿过产出器77，内管73与产出器77互不连通，内管73延伸至第四封隔器64下方，且内管73的下端开口与第二注水层220连通，第三环空流道75与第二注水层220互不连通，分离水的另一部分从出水口23流出后依次流经回注系统3、内管73回注到第二注水层220。
107.如图9、图10所示，具体是，注水器74呈柱状，注水器74还具有轴向贯通的外通道742和轴向贯通的内通道743，内通道743位于外通道742的内侧，外通道742与内通道743互不连通，例如注水器74设于外管72的中部，注水器74的两端分别与外管72的上下两部分连接，外通道742与第三环空流道75连通，内通道743与内管73连通，交叉通道741由内通道743延伸至注水器74的外侧壁上，交叉通道741将内通道743和注水环空500连通，交叉通道741与外通道742互不连通。例如，交叉通道741沿注水器74的径向延伸，交叉通道741为两个，两个交叉通道741分别位于内通道743的相对两侧。
108.如图12所示，在实施例四的一种可行的方案中，外管72包括第三外油管725和支撑管724，第二封隔器62、第三封隔器63和第四封隔器64与第三外油管725连接，支撑管724连接在回注系统3下方并坐于第三封隔器63上，具体是支撑管724通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，第一连通孔76设于支撑管724的侧壁上；注水器74和产出器77与第三外油管725连接；
109.内管73包括第三内油管735和第四插入密封管736，第三内油管735的上端与回注系统3连接并连通，具体是第三内油管735的上端通过井下多参数监测仪52与回注系统3连接，第四插入密封管736的上端与第三内油管735的下端连接并连通，第四插入密封管736延伸至第四封隔器64下方，且第四插入密封管736的下端开口与第二注水层220连通，第四插入密封管736插设于内通道743中，且第四插入密封管736的侧壁上设有将注水器74的交叉通道741和第三内油管735连通的第四连通孔，该第四连通孔的作用与实施例二的第二种方案中的第二连通孔7321的作用相同，第三内油管735的内部空间、第四插入密封管736的内部空间、第四连通孔和交叉通道741形成水流道，分离水的一部分从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、第三内油管735、第四插入密封管736、第四连通孔、交叉通道741、注水环空500回注到第一注水层210，分离水的另一部分从出水口23流出后依次流经回注系统3、井下多参数监测仪52、第三内油管735、第四插入密封管736回注到第二注水层220。
110.再如图12所示，进一步，注水器74还包括设于内通道743中的滑套744，滑套744具
有封堵交叉通道741的入口的关闭位置和打开交叉通道741的入口的打开位置，打开位置位于关闭位置下方，第四插入密封管736在插入内通道743时将滑套744由关闭位置推动至打开位置。
111.进一步，第三封隔器63为卡瓦式封隔器，第二封隔器62和第四封隔器64既可以是卡瓦式封隔器，也可以是其他类型的封隔器；支撑管724的外径大于第三封隔器63的顶端内径，或者说支撑管724的下端能坐于第三封隔器63上；第四插入密封管736的外壁上嵌设有上密封元件和下密封元件，上密封元件位于第四连通孔上方，下密封元件位于第四连通孔下方，例如上密封元件和下密封元件为密封圈或密封盘根，当第四插入密封管736将滑套744由关闭位置推动至打开位置时，第四插入密封管736的第四连通孔与交叉通道741对准并连通，同时第四插入密封管736与内通道743的内壁之间通过上密封元件和下密封元件密封配合，以防止水由第四插入密封管736和内通道743的内壁之间的间隙进入第三环空流道75。具体是，例如，第四插入密封管736的外径等于内通道743的直径。其中，第四插入密封管736外壁上的上密封元件和下密封元件的作用分别与实施例二中上密封元件733和下密封元件734的作用相同。
112.完井前，导流系统7的第三外油管725、注水器74、产出器77、第二封隔器62、第三封隔器63和第四封隔器64组装在一起，导流系统7的支撑管724、第三内油管735和第四插入密封管736连接在完井管柱下方。完井时，将第二封隔器62、第三封隔器63和第四封隔器64一起下入井内并坐封(如图13所示)，其中第三封隔器63通过卡瓦坐封在井下套管300上，丢手后再下入完井管柱(如图12所示)，当支撑管724坐于第三封隔器63上时，完井管柱下放到位，此时第四插入密封管736插入注水器74的内通道743中并将滑套744由关闭位置推动至打开位置，第四插入密封管736通过第四连通孔将交叉通道741和第三内油管735连通，且第四插入密封管736的下端位于第四封隔器64下方。本方案中，完井管柱坐于第三封隔器63上，由于第三封隔器63通过卡瓦坐封在井下套管300上，能承受完井管柱的重量，且不会出现上下滑动。其中第四插入密封管736的作用是，一方面起到打开滑套744的作用，另一方面是将第三内油管735和交叉通道741连通，作为回注水到第一注水层210的通道、以及回注水到第二注水层220的通道。
113.更进一步，第三封隔器63为单向卡瓦式封隔器或双向卡瓦式封隔器。例如，第三封隔器63为y441封隔器或y445封隔器，当然还可以是其他型号的卡瓦式封隔器；第二封隔器62和第四封隔器64为y441封隔器或y341封隔器。
114.本方案中，第四插入密封管736和第三内油管735可以是分体式结构，也可以是一体式结构，当为一体式结构时，第四插入密封管736和第三内油管735作为整体可以称为内油管或插入密封管。
115.前述的实施例一至实施例四列举了四种常见的注采模式，但本发明并不限于这四种注采模式，本领域技术人员通过合理选用封隔器数量、合理配套注入器、产出器和插入密封段等装置，就能实现不同层的采出和注入，从而实现其他注采模式，只要是在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
116.本发明还提供一种井下油水分离同井注采管柱，其包括上述的井下油水分离同井注采系统。
117.以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何
本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。而且需要说明的是，本发明的各组成部分并不仅限于上述整体应用，本发明的说明书中描述的各技术特征可以根据实际需要选择一项单独采用或选择多项组合起来使用，因此，本发明理所当然地涵盖了与本案发明点有关的其它组合及具体应用。