Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине

Авторы патента:

Мамаков Анатолий Васильевич (RU)

Давлетов Ильгиз Ясавиевич (RU)

Тухватуллин Руслан Мусович (RU)

E21B43/14 - добыча из скважин на нескольких горизонтах

Владельцы патента RU 2517304:

Открытое Акционерное Общество "Татнефтеотдача" (RU)

Изобретение относится к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине. Установка содержит пакер, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов. Установка снабжена разделительно-посадочным устройством, центратором, направляющей втулкой, конусной втулкой, уплотнительным конусным кольцом. Корпус сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом и содержит полированный шток с торсионами для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенные на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты, компрессионное кольцо и поджимную втулку. Установка содержит автоматическое сцепное устройство, которое включает протектор, штанговый сцепной узел, шлицевой якорь и переходник. Установка содержит гидравлическое разгрузочное устройство для слива продукции. В качестве штанговых насосов использованы винтовые. Длина статора уменьшена на 500-750 мм и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса. Технический результат заключается в повышении эффективности работы установки и снижении материальных затрат. 2 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, которая содержит плунжер с цилиндром, всасывающий и нагнетательный клапаны, боковой клапан для отбора жидкости из верхнего пласта, пакер, разобщающий пласты и расположенный ниже приема насоса. Плунжер насоса снабжен расположенным ниже плунжером меньшего диаметра, имеющим нагнетательный клапан. Боковой клапан размешен в нижней торцовой части цилиндра большего размера. В верхней части плунжера меньшего диаметра размещен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с пространством, образованным наружной поверхностью плунжера меньшего диаметра и цилиндром насоса большего диаметра (патент РФ №2321771, опубл. 10.04.2008 г.).

Недостатком данной установки является низкая производительность из-за расположения одного плунжера в другом и невозможность обеспечить отбор нефти из любого пласта с практически любым дебитом пласта.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным (А.П.Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа, ч. I,-М.:Недра, 1980 г., с.364, рис.4.1-105).

Недостатками установки являются невозможность отбора нефти высокой вязкости, сложность конструкции и ее монтажа, требующая специальных навыков при спуске и высокая стоимость оборудования.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, включающая пакер, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), два штанговых глубинных насоса, двухствольную устьевую арматуру и два установленных напротив друг друга наземных привода штанговых насосов (патент РФ №2346184, МПК F04B 47/02, опубл. 10.02.2009 г.).

Недостатками данной установки являются невозможность отбора нефти высокой вязкости, высокая стоимость наземного и внутрискважинного оборудования (2 комплекта наземных приводов штанговых насосов, 2 колонны насосных штанг), строительно-монтажных работ (строительство фундамента и монтаж наземных приводов штанговых насосов), эксплуатационных затрат (расходы электроэнергии, техническое обслуживание).

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, - это создание установки, способной производить одновременно-раздельную добычу и учет продуктов из двух пластов, в том числе и высоковязкой нефти, имеющей льготу по НДПИ, в одном стволе скважины двумя насосами по самостоятельным колоннам, на одной подвеске насосных штанг, с помощью одного устьевого привода штанговых насосов, и повысить эффективность отбора нефти и производительность установки, значительно снизить материальные затраты.

Для достижения указанного технического результата установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, включающая пакер, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов, дополнительно снабжена разделительно-посадочным устройством, предназначенным для соединения с короткой колонной НКТ-48, состоящим из корпуса L-образной формы, короткий конец которого имеет сквозное вертикальное отверстие с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса, в верхней части - с корпусом введенного сальникового узла, а длинный конец корпуса имеет вертикальное отверстие с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие с коротким концом корпуса, центратора, имеющего два отверстия, одно - выполненное в виде воронки для соединения с длинным концом корпуса, другое - для размещения корпуса сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки, выполненной с выступом и со сферической поверхностью в нижней ее части для обеспечения скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца корпуса, а верхняя часть направляющей втулки выполнена с наружной резьбой, конусной втулки с наружной резьбой для соединения с колонной НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой, уплотнительным конусным кольцом, установленным одним концом на выступ направляющей втулки, другим - в основание конусной втулки, а корпус сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом, содержащий установленные внутри него полированный шток с торсионами на его концах для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенные на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты шевронного типа, компрессионное кольцо и поджимную втулку, при этом нижний конец корпуса сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса, а верхний конец через комбинированную муфту соединен с помощью резьбы с фильтром для приема продукции верхнего пласта, автоматическим сцепным устройством, включающим протектор, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю конусную резьбу на концах для соединения с колонной НКТ-73, внутри которого размещен штанговый сцепной узел, содержащий корпус, и размещенный внутри него шлицевой якорь, соединенный с ним с помощью двухштыревого байонетного и шлицевого соединений, переходник, соединенный с одного конца с корпусом штангового сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру, а с другого конца - через верхний торсион с ротором верхнего штангового насоса, а шлицевой якорь соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг, при этом на корпус штангового сцепного узла напрессована втулка для жесткости конструкции, установленным на выходе верхнего штангового насоса под протектором автоматического сцепного устройства, гидравлическим разгрузочным устройством для слива продукции из колонны НКТ-73, представляющим собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу, снабженную посадочным местом для уплотнительных колец и расположенными между ними дренажными отверстиями для слива продукции, стопорными отверстиями для винтов-ограничителей и установленным на трубе цилиндром с отверстиями для винтов-ограничителей, выполненным с возможностью перемещения по трубе вниз при срезе винтов-ограничителей, и наружной резьбой с обоих концов для соединения с колонной НКТ-73, а в качестве штанговых насосов использованы винтовые, причем нижняя часть верхнего ротора винтового штангового насоса имеет резьбу для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса через средний торсион, полированный шток сальникового узла и нижний торсион, а длина его статора уменьшена на 500-750 мм, и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса. Кроме того, корпус штангового сцепного узла имеет внутренние шлицы и прорези под штыри, при этом одна прорезь - центральная, а две другие - противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези и каждая соединена с ней с одного конца, а шлицевой якорь имеет два противоположно направленных штыря и наружные шлицы с одного конца якоря для соединения с корпусом сцепного узла.

Признаки, отличающие предлагаемую установку для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине от указанной выше известной, наиболее близкой к ней, характеризуют наличие разделительно-посадочного устройства, предназначенного для соединения с короткой колонной НКТ-48, состоящего из корпуса L-образной формы, короткий конец которого имеет сквозное вертикальное отверстие с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса, в верхней части - с корпусом введенного, сальникового узла, а длинный конец корпуса имеет вертикальное отверстие с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие с коротким концом корпуса, центратора, имеющего два отверстия, одно - выполненное в виде воронки для соединения с длинным концом корпуса, другое - для размещения корпуса сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки, выполненной с выступом и со сферической поверхностью в нижней ее части для обеспечения скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца корпуса, а верхняя часть направляющей втулки выполнена с наружной резьбой, конусной втулки с наружной резьбой для соединения с колонной НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой, уплотнительным конусным кольцом, установленным одним концом на выступ направляющей втулки, другим - в основание конусной втулки, наличие сальникового узла, корпус которого выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом, содержащий установленные внутри него полированный шток с торсионами на его концах для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенных на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты шевронного типа, компрессионное кольцо и поджимную втулку, при этом нижний конец корпуса сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса, а верхний конец через комбинированную муфту соединен с помощью резьбы с фильтром для приема продукции верхнего пласта, наличие автоматического сцепного устройства, включающего протектор, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю конусную резьбу на концах для соединения с колонной НКТ-73, внутри которого размещен штанговый сцепной узел, содержащий корпус, и размещенный внутри него шлицевой якорь, соединенный с ним с помощью двухштыревого байонетного и шлицевого соединений, переходник соединенный с одного конца с корпусом сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру, а с другого конца - через верхний торсион с ротором верхнего штангового насоса, а шлицевой якорь соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг, при этом на корпус штангового сцепного узла напрессована втулка для жесткости конструкции, наличие гидравлического разгрузочного устройства для слива продукции из колонны НКТ-73, установленного на выходе верхнего штангового насоса под протектором автоматического сцепного устройства, представляющего собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу, снабженную посадочным местом для уплотнительных колец, и расположенными между ними дренажными отверстиями для слива продукции, стопорными отверстиями для винтов-ограничителей и установленным на трубе цилиндром с отверстиями для винтов-ограничителей, выполненным с возможностью перемещения по трубе вниз при срезе винтов-ограничителей, и наружной резьбой с обоих сторон для соединения с колонной НКТ-73, использование в качестве штанговых насосов - винтовых, причем нижняя часть верхнего ротора винтового штангового насоса имеет резьбу для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса через средний торсион, полированный шток сальникового узла и нижний торсион, а длина его статора уменьшена на 500-750 мм и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса, а также наличие в корпусе штангового сцепного узла внутренних шлицев и прорезей под штыри, при этом одна прорезь - центральная, а две другие противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези и каждая соединена с ней с одного конца, наличие у шлицевого якоря двух противоположно направленных штырей и наружных шлицев с одного конца якоря для соединения с корпусом сцепного узла, что позволяет производить одновременно-раздельную добычу и учет продуктов из двух пластов карбонатных залежей трудноизвлекаемой нефти с различными свойствами малодебитных эксплуатационных скважин по самостоятельным колоннам НКТ, в одном стволе скважины, на одной подвеске насосных штанг, с помощью одного устьевого привода винтовых насосов и повысить эффективность отбора нефти и производительность установки.

Предлагаемая установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1-17.

- на фиг.1 и 2 показана схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, в разрезе в рабочем положении;

- на фиг.3 - показан продольный разрез разделительно-посадочного устройства установки;

- на фиг.4 - продольный разрез сальникового узла установки;

- на фиг.5 - продольный разрез автоматического сцепного устройства установки;

- на фиг.6 - сечение А-А фиг.5;

- на фиг.7 - сечение Б-Б фиг.5;

- на фиг.8 - общий вид корпуса автоматического сцепного устройства;

- на фиг.9 - корпус автоматического сцепного устройства в разрезе;

- на фиг.10 - сечение А-А фиг.8;

- на фиг.11 - сечение Б-Б фиг.9;

- на фиг.12 - общий вид шлицевого якоря сцепного узла;

- на фиг.13 - сечение А-А фиг.12;

- на фиг.14 - сечение Б-Б фиг.12;

- на фиг.15 - продольный разрез гидравлического разгрузочного устройства установки;

- на фиг.16 - общий вид ротора верхнего винтового штангового насоса;

- на фиг.17 - продольный разрез статора верхнего винтового штангового насоса.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине (фиг.1, 2), содержит пакер 1, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб 2 и 3 соответственно с диаметрами 73 мм и 48 мм (НКТ-73 и НКТ-48), два штанговых насоса 4 и 5 (нижний и верхний соответственно, расположенных один над другим в колонне НКТ-73), устьевую арматуру 6 и наземный привод 7 насосов 4 и 5. Установка дополнительно снабжена разделительно-посадочным устройством (фиг.3) для соединения с колонной 3 НКТ-48 и перенаправления потока продукции нижнего пласта с выхода нижнего штангового насоса 4 в колонну 3 НКТ-48 и подъема на устье скважины. Разделительно-посадочное устройство состоит из корпуса L-образной формы, короткий конец 8 которого имеет сквозное вертикальное отверстие 9 с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной 2 НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса 4, в верхней части - с корпусом 10 введенного в колонну 2 НКТ-73, сальникового узла, а длинный конец корпуса 11 разделительно-посадочного устройства имеет вертикальное отверстие 12 с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие 13 с коротким концом 8 корпуса, центратора 14, имеющего два отверстия: одно отверстие 15 выполнено в виде воронки для соединения с длинным концом 11 корпуса, другое отверстие 16 - для размещения корпуса 10 сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки 17, выполненной с выступом 18 и со сферической поверхностью 19 в нижней части для обеспечения ее скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца 11 корпуса, а верхняя часть направляющей втулки 17 выполнена с наружной резьбой, конусной втулки 20 с наружной резьбой для соединения с колонной 3 НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой 17, уплотнительным конусным кольцом 21, установленным одним концом на выступ 18 направляющей втулки 17, другим концом - в основание конусной втулки 20, а корпус 10 сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом 22. Корпус 10 сальникового узла содержит установленные внутри него полированный шток 23 с нижним и средним торсионами 24 и 25 на его концах для соединения с роторами нижнего штангового насоса 4 и верхнего штангового насоса 5 соответственно, последовательно расположенные на штоке 23 упорную втулку 26, опорное кольцо 27, уплотнительные манжеты 28 шевронного типа, компрессионное кольцо 29 и поджимную втулку 30, а нижний конец корпуса 10 сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса 4, а верхний конец через комбинированную муфту 31 соединен с помощью резьбы с фильтром 32 для приема продукции верхнего пласта. Установка снабжена автоматическим сцепным устройством (фиг.5, 6, 7), включающим протектор 33, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю резьбу на концах для соединения с колонной 2 НКТ-73, предназначенным для восприятия осевых нагрузок его протектором 33 при установке пакера 1 в рабочее положение при спуске и переводе его в транспортное положение при подъеме и для обеспечения свободного подъема продукции верхнего пласта через кольцевое пространство между внутренним диаметром протектора 33 и наружным диаметром корпуса сцепного устройства. Внутри протектора 33 размещен штанговой сцепной узел (фиг.8, 9, 10, 11, 12, 13, 14), предназначенный для соединения и передачи крутящего момента от колонны насосных штанг через гибкую связь ротору верхнего насоса 5, а также для сцепления и расцепления колонны насосных штанг от ротора насоса 5 в автоматическом режиме в случае необходимости подъема оборудования из скважины, представляющий собой комбинированное байонетное и шлицевое соединение и содержащий корпус 34 и размешенный внутри него шлицевой якорь 35, причем корпус 34 штангового сцепного узла имеет внутренние шлицы 36 и прорези под штыри, при этом одна центральная прорезь 37, а две другие прорези 38 и 39 противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези 37 и каждая соединена с ней с одного конца, а шлицевой якорь 35 имеет два противоположно направленных штыря 40 и наружные шлицы 41 с одного конца якоря для соединения с корпусом 34 сцепного узла. Внутри протектора 33 размещен переходник 42 с верхним торсионом 43, соединенный с одного конца с корпусом 34 сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру 44, а с другого конца - через верхний торсион 43 с ротором верхнего штангового насоса 5, а шлицевой якорь 35 соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг 45, при этом на корпус 34 штангового сцепного узла напрессована втулка 46 для жесткости конструкции. Установка снабжена гидравлическим разгрузочным устройством (фиг.15) для слива продукции из колонны 2 НКТ-73, установленным на выходе верхнего штангового насоса 5 под протектором 33 автоматического сцепного устройства, представляющим собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу 47, снабженную посадочным местом 48 для уплотнительных колец 49 и 50, и расположенными между ними, четырьмя дренажными отверстиями 51 для слива продукции, стопорными отверстиями (на чертеже не показаны) для винтов-ограничителей 52, и установленным на трубе 47 цилиндром 53 с отверстиями (на чертеже не показаны) для винтов-ограничителей 52, выполненным с возможностью перемещения по трубе 47 вниз при срезе винтов-ограничителей 52. Труба 47 имеет наружную резьбу с обоих концов для соединения с колонной 2 НКТ-73. В качестве штанговых насосов 4 и 5 использованы винтовые штанговые насосы, причем нижняя часть верхнего ротора 54 винтового штангового насоса 5 (фиг.16) имеет резьбу 55 для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса 4 через средний торсион 25, полированный шток 23 сальникового узла, нижний торсион 24, а длина статора 56 верхнего винтового штангового насоса 5 (фиг.17) уменьшена на 500-750 мм для обеспечения свободного хода роторов в статорах при коррекции их взаимоположения во время работы и имеет резьбу со стороны входа нижнего винтового штангового насоса 4.

Установка работает следующим образом.

На устье скважины в эксплуатационную колонны устанавливают основание двуствольной устьевой арматуры 6 (фиг.1) и спускают длинную колонну насосно-компрессорных труб 2 с пакером 1, нижним винтовым штанговым насосом 4, разделительно-посадочным устройством (фиг.3), сальниковым узлом (фиг.4), верхним винтовым штанговым насосом 5, гидравлическим разгрузочным устройством (фиг.15), автоматическим сцепным устройством (фиг.5), соединенным с ротором верхнего насоса 5 через торсион 43. После посадки пакера 1 между пластами А и Б длинную колонну насосно-компрессорных труб 2 НКТ-73 закрепляют на устьевом фланце двуствольной устьевой арматуры 6 и спускают короткую колонну насосно-компрессорных труб 3 НКТ-48, которая фиксируется в конусной части отверстия 12 (фиг.3) разделительно-посадочного устройства в скважине и закрепляется на устьевом фланце двуствольной устьевой арматуры 6.

Далее осуществляют спуск насосных штанг 45 с устьевым сальниковым штоком 57 (фиг.1) в верхней части, и шлицевым якорем 35 (фиг.5) в нижней части.

При опускании колонны насосных штанг 45 с присоединенным к ним шлицевым якорем 35 внутрь колонны 2 НКТ-73 скважины, якорь 35 касается корпуса 34 сцепного узла, штыри 40 якоря заходят в центральную прорезь 37 корпуса 34, одновременно шлицы 41 якоря входят в шлицы 36 корпуса 34, якорь углубляется дальше в свободную камеру 44, штыри 40 упираются в конец центральной прорези, а торец якоря 35 в торец переходника 42 в свободной камере 44, шлицы 41 якоря 35 выходят из зацепления, затем осуществляют поворот колонны штанг 45 с якорем 35 на 60° по часовой стрелке, колонна насосных штанг 45 приподнимается до упора на величину хода якоря 35 в корпусе 34. Штыри 40 якоря 35 начинают движение по прорезям 38 и 39 в обратном направлении до упора в конце прорезей 38 и 39, одновременно шлицы 41 якоря 35 вновь входят в шлицы 36 корпуса 34. Якорь 35 и корпус 34 штангового сцепления узла находятся в комбинированном байонетно-шлицевом зацеплении и готовы выполнять передачу крутящего момента от колонны насосных штанг 45 к ротору верхнего насоса 5. Расцепление элементов сцепного узла происходит в обратном порядке.

Пуск, остановка, контроль за работой, регулирование производительности насосов за счет изменения числа оборотов роторов насосов и аварийное отключение установки осуществляют с помощью станции управления с преобразователем частоты.

Вращение передается от наземного привода 7 через специальный зажим штока (на чертеже не показан), устьевой сальниковый шток 57, колонну насосных штанг 45, автоматическое сцепное устройство, верхний торсион 43, ротору верхнего насоса 5, затем через средний торсион 25, нижний торсион 24, полированный шток 23 сальникового узла ротору нижнего насоса 4. Роторы верхнего и нижнего насосов 5 и 4, получив вращение, образуют в статорах передвигающиеся рабочие камеры в направлении от входа в сторону выхода, по которым перемещается продукция нефтяных пластов.

Продукция нижнего пласта прокачивается нижним насосом 4 через отверстия 9 и 13 L-образного корпуса разделительно-посадочного устройства в колонну 3 НКТ-48, поднимается на устье и через устьевую арматуру 6 поступает в нагнетательную линию А и напорный нефтепровод продукции нижнего пласта.

Из верхнего пласта продукция поступает через фильтр 32 на вход верхнего насоса 5, прокачивается верхним насосом 5 в колонну 2 НКТ-73, поднимается на устье и через устьевую арматуру 6 поступает в нагнетательную линию Б и напорный нефтепровод продукции верхнего пласта.

В случае необходимости извлечения установки из скважины, перед началом подъема узлов из скважины, необходимо опорожнить внутренние полости обоих колонн НКГ-48 и НКТ-73 от продукции верхнего и нижнего пластов.

Слив продукции верхнего пласта осуществляют через гидравлическое разгрузочное устройство (фиг.15) в следующем порядке. Перед подъемом колонны 2 НКТ-73 из скважины к нагнетательной линии Б обвязки устья скважины на поверхности, соединенной через устьевую арматуру 6 с колонной 2 НКТ-73, подключают передвижной насосный агрегат высокого давления, с помощью которого производят закачку продавочной жидкости (вода пресная или пластовая) из вспомогательной емкости в колонну 2 НКТ-73. Как только давление жидкости в колонне 2 НКТ-73 достигнет давления среза винтов-ограничителей 52, фиксирующих подвижный цилиндр 53, происходит срез винтов-ограничителей 52 гидравлического разгрузочного устройства (фиг.15), цилиндр 53 опускается вниз по трубе 47 до упора на муфту (на чертеже не показана) колонны 2 НКТ-73, открываются дренажные отверстия 51, продукция вместе с продавочной жидкостью, находящаяся в колонне 2 НКТ-73, сливается через дренажные отверстия 51 в межколонное пространство, давление на выходе поршневого насоса падает до нуля, насосный агрегат отключается.

Далее осуществляют демонтаж устьевого привода, расцепление шлицевого якоря 35, закрепленного на колонне насосных штанг 45 от корпуса 34 автоматического устройства (фиг.5) в колонне НКТ-73, производят подъем колонны насосных штанг 45, демонтаж тройника устьевой арматуры 6. Разъединение конусного уплотнительного узла в разделительно-посадочном устройстве и на нижнем конце 3 НКТ-48 происходит в результате придания натяжения колонне 3 НКТ-48, превышающего вес на 200-300 кг. После разгерметизации узла происходит слив продукта из колонны НКТ-48 в межколонное пространство и начинают процесс подъема колонны 3 НКТ-48 из скважины. Затем осуществляют демонтаж подвески НКТ-73, производят перевод пакера в транспортное положение, подъем колонны 2 НКТ-73 с комплектом двух винтовых штанговых насосов и узлов установки из скважины.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет производить одновременную эксплуатацию двух продуктивных горизонтов карбонатных залежей с содержанием нефти высокой вязкости с различными свойствами в одном стволе двумя штанговыми винтовыми насосами в скважине одной колонной насосных штанг и одним устьевым приводом, обеспечить транспортирование продукции каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам, сократить число эксплуатационных скважин, производить раздельный учет добычи нефти каждого пласта различной вязкости, сократить расходы на эксплуатацию и текущий ремонт эксплуатационных скважин с соблюдением требований государственного регулирования по рациональному недропользованию и повысить производительность установки.

Были проведены испытания предлагаемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине в ЦДНГ-2 ОАО «Татнефтеотдача», которые показали высокую надежность работы установки и повышение производительности в 2,5 раза. Намечено внедрение установки на IV квартал 2012 г.

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, включающая пакер, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разделительно-посадочным устройством, предназначенным для соединения с короткой колонной НКТ-48, состоящим из корпуса L-образной формы, короткий конец которого имеет сквозное вертикальное отверстие с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса, в верхней части - с корпусом введенного сальникового узла, а длинный конец корпуса имеет вертикальное отверстие с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие с коротким концом корпуса, центратора, имеющего два отверстия, одно - выполненное в виде воронки для соединения с длинным концом корпуса, другое - для размещения корпуса сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки, выполненной с выступом и со сферической поверхностью в нижней ее части для обеспечения скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца корпуса, а верхняя часть направляющей втулки выполнена с наружной резьбой, конусной втулки с наружной резьбой для соединения с колонной НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой, уплотнительным конусным кольцом, установленным одним концом на выступ направляющей втулки, другим - в основание конусной втулки, а корпус сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом, содержащий установленные внутри него полированный шток с торсионами на его концах для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенные на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты шевронного типа, компрессионное кольцо и поджимную втулку, при этом нижний конец корпуса сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса, а верхний конец через комбинированную муфту соединен с помощью резьбы с фильтром для приема продукции верхнего пласта, автоматическим сцепным устройством, включающим протектор, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю конусную резьбу на концах для соединения с колонной НКТ-73, внутри которого размещен штанговый сцепной узел, содержащий корпус, и размещенный внутри него шлицевой якорь, соединенный с ним с помощью двухштыревого байонетного и шлицевого соединений, переходник, соединенный с одного конца с корпусом штангового сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру, а с другого конца - через верхний торсион с ротором верхнего штангового насоса, а шлицевой якорь соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг, при этом на корпус штангового сцепного узла напрессована втулка для жесткости конструкции, установленным на выходе верхнего штангового насоса под протектором автоматического сцепного устройства, гидравлическим разгрузочным устройством для слива продукции из колонны НКТ-73, представляющим собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу, снабженную посадочным местом для уплотнительных колец, и расположенными между ними дренажными отверстиями для слива продукции, стопорными отверстиями для винтов-ограничителей, и установленным на трубе цилиндром с отверстиями для винтов-ограничителей, выполненным с возможностью перемещения по трубе вниз при срезе винтов-ограничителей, и наружной резьбой с обоих концов для соединения с колонной НКТ-73, а в качестве штанговых насосов использованы винтовые, причем нижняя часть верхнего ротора винтового штангового насоса имеет резьбу для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса через средний торсион, полированный шток сальникового узла и нижний торсион, а длина его статора уменьшена на 500-750 мм и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что корпус штангового сцепного узла имеет внутренние шлицы и прорези под штыри, при этом одна прорезь - центральная, а две другие - противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези и каждая соединена с ней с одного конца.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что шлицевой якорь имеет два противоположно направленных штыря и наружные шлицы с одного конца якоря для соединения с корпусом сцепного узла.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации // 2515630

Изобретение относится к оборудованию для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину. Способ включает размещение в скважине насосной установки, содержащей колонну труб, колонну штанг, два пакера, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, запуск скважины в нужном режиме и ее эксплуатацию.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения // 2513965

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной // 2513896

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка содержит колонну НКТ, размещенную в обсадной трубе скважины, образующие межтрубное пространство, пакер, глубинный электроприводной насос, электрический погружной кабель, проходящий через пакер, и регулирующее запорно-перепускное устройство, последнее выполнено в цилиндрическом корпусе, установленном в пакере и ограниченном с торцов муфтами перекрестного течения флюидов из пластов скважины.

Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом // 2513796

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины к приему насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса, измерение давления по глубине приемного патрубка, остановку электроцентробежного насоса и определение дебита верхнего пласта и нижнего пласта, определение пластовых давлений по кривым восстановления давления.

Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и устройство для его осуществления // 2513566

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу.

Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой // 2512228

Изобретение относится к добыче нефти. Установка содержит размещенные в обсадной трубе скважины колонну НКТ, электроприводной насос, силовой кабель и устройство одновременно-раздельной эксплуатации пластов, выполненное в корпусе, состоящее из блоков регулирования и учета дебита пласта, включающих регулировочные клапаны (РК) и контрольно-измерительные приборы (КИП).

Способ одновременно-раздельной разработки двух и более пластов и установка для его осуществления // 2509876

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.

Скважинная насосная установка // 2506416

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разобщения и управления потоками флюида или закачки рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов.

Способ разработки нефтяной залежи // 2506415

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Способ строительства многозабойной скважины // 2518585

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины. Сначала бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью. Пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм. Затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора. Осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно. При этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола. Обеспечивается снижение кольматации стволов скважины и увеличение ее производительности. 1 пр.

Системы и способы эксплуатации множества скважин через один ствол // 2518701

Группа изобретений относится к выполнению операций во множестве скважин через один основной ствол с операциями одновременного бурения и заканчивания одним станком. Обеспечивает повышение эффективности подготовки и эксплуатации множества скважин. Сущность изобретения: система для эксплуатации множества скважин с кольцевым пространством, имеющим возможность сообщения по текучей среде через один основной ствол, содержит, по меньшей мере, одну обсадную трубу, по меньшей мере, одну камеру, образующую кольцевой проход, который имеет возможность сообщения по текучей среде со множеством скважин, и первый канал, имеющий возможность сообщения с, по меньшей мере, одной обсадной трубой и множеством дополнительных каналов. Каждый из этих каналов имеет возможность сообщения с выбранной скважиной из множества скважин. Система содержит инструмент выбора ствола, имеющий необходимый размер для введения через первый канал и имеющий возможность совмещения с, по меньшей мере, одним дополнительным каналом из множества дополнительных каналов и содержащий верхнее отверстие, имеющее возможность совмещения с первым каналом, и, по меньшей мере, одно нижнее отверстие, имеющее возможность поворотного совмещения со множеством дополнительных каналов. Каждое нижнее отверстие выполнено с возможностью избирательного совмещения с одним из множества дополнительных каналов. При этом инструмент выбора ствола предотвращает сообщение с, по меньшей мере, одним из дополнительных каналов. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 97 ил.

Привод с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами // 2519033

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве привода с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами. Привод используется для приведения в действие двух штанговых насосов, расположенных на разных горизонтах одной скважины в двух параллельных колоннах насосно-компрессорных труб. При этом используются два каната, прикрепленных к общей траверсе, один из которых перекинут через один, а другой - через два канатных шкива. При движении траверсы, создаваемом двумя гидродомкратами, канатные подвески совершают встречное движение, передаваемое скважинным насосам. Технический результат заключается в снижении энергетических затрат на привод двух штанговых насосов в одной скважине. 1 ил.

Платформа клапана-регулятора расхода // 2519241

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Скважинная система включает в себя насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и зоной. Каждый модуль штуцера включает в себя соответствующий штуцер, сменяемый в модуле штуцера без разборки насосно-компрессорной трубы. Каждый модуль штуцера является независимо управляемым по отношению к другому модулю (модулям) штуцера для избирательного пропуска и блокировки потока через соответствующий штуцер. Центральный перепускной канал блока модулей является независимым от штуцеров или размеров штуцеров. Модули штуцеров расположены по периметру вокруг внешней части колонны насосно-компрессорной трубы. Технический результат заключается в обеспечении возможности снижения давления, вырабатываемого наземным оборудованием скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 22 ил.

Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины (варианты) // 2519281

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров. Система по одному из вариантов включает оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера; хвостовиком ниже электропогружной установки; отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки. При этом отсекатель состоит из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом. Колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами. В осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения. Ниже электропогружной установки отсекатель для нижнего пласта выполнен с боковым вводом или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом. Ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя и муфты, или отсекателя и ниппеля, или же дополнительной муфты и муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. Пакер между пластами установлен либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. Если пакер гидравлического действия, то при увеличении давления в его гидрокамере, сообщенной с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, он посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Отсекатель образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку. При этом его управляемый элемент выполнен в виде либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, либо сильфона, без или с заполненным сжатым газом, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем поршень или сильфон и/или затвор находится под заданным усилием упругого элемента. Рабочая камера отсекателя или полость его корпуса над поршнем со сквозным осевым каналом гидравлически соединена непосредственно с телеметрией. Отсекатель перемещением в одну и другую стороны управляемого элемента закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и/или стравливаемого избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в его рабочей камере, с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки, а именно он либо при создании и поддержании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере принудительно закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием упругого элемента, либо же при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки. Отсекатель в последнем случае для фиксации закрытия и открытия его состояния дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке, вследствие этого при создании избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения, и наоборот, при стравливании давления из нее, управляемый элемент под усилием упругого элемента переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения. Также раскрыты еще 9 вариантов системы. Технический результат заключается в возможности управления с устья скважины гидравлическим и/или механическим воздействием через колонну труб одним или двумя отсекателями, под и/или над электропогружной установкой, для исследования и учета параметров пластов. 10 н.п. ф-лы, 55 ил.

Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины // 2520315

Изобретение относится к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Способ включает определение геолого-технических характеристик пластов, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком. При этом нижний насос при спуске располагают на расстоянии от пакера, равном расчетному динамическому уровню флюида нижнего пласта. Продукт нижнего пласта за счет давления в подпакерной зоне поступает на прием нижнего насоса и далее через обратный клапан (регулятор давления) подается в межтрубное пространство, перемешивается с флюидом верхнего пласта и верхним насосом откачивается на поверхность. Напорная характеристика каждого насоса может меняться в соответствии с геолого-техническими характеристиками каждого пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости // 2522837

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины. Устройство содержит колонну труб большего диаметра и колонну труб меньшего диаметра, концентрично расположенных между собой и образующих межтрубную полость, пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины, центробежный либо винтовой насос с электрическим приводом, соединенным с кабелем, кожух насоса, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта, и хвостовик. Колонна труб большего диаметра выполнена с посадочным гнездом и пакером, расположенным выше верхнего пласта скважины и образующим с пакером затрубное пространство, разделенное на верхнюю и нижнюю камеры посредством пакера, дополнительно установленного в скважине выше верхнего пласта, в котором размещена муфта перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом насоса и снизу с хвостовиком, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры. В стенке трубы выше посадочного гнезда выполнены отверстия, сообщающие межтрубную полость с верхней камерой. Колонна труб меньшего диаметра выполнена с ниппелем, герметично установленным в посадочное гнездо посредством уплотнений. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины и упрощении конструкции устройства. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения // 2523318

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной по меньшей мере двух объектов многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. Изобретение, в частности, может быть применено для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта. Обеспечивает повышение конечной конденсатоотдачи высокопродуктивного пласта за счет повышения скорости фильтрации вытесняющего агента, вовлечения в разработку участков защемленного газа. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение или выбор из имеющегося фонда скважин, добычу углеводородов из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Согласно изобретению добывающими скважинами осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана. Нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный. При этом при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта. 1 пр., 1 табл.

Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины // 2523590

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, при этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. Устройство снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан. Стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины (варианты) // 2524075

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины. Устройство содержит электропогружной насос с силовым кабелем, колонну труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным в скважине выше приемного модуля насоса, оснащенную перепускной системой, состоящей из двух муфт перекрестного течения, расположенных выше и ниже пакера, и трубопровода между муфтами перекрестного течения, выполненными с эксцентричными каналами, сообщающими полости колонны труб с выходом насоса, а также с центральным и радиальными каналами, образующими с трубопроводом гидравлический канал, сообщающий или разобщающий полости скважины над и под пакером через регуляционный клапан, установленный в посадочном гнезде центрального канала верхней муфты перекрестного течения со сквозным осевым отверстием. Перепускная система оснащена электроприводом возвратно-поступательного перемещения регуляционного клапана, спускаемым в колонну труб с помощью геофизического кабеля. Регуляционный клапан по первому варианту снабжен регулировочным винтом, кинематической резьбой взаимодействующим с ходовой гайкой, установленной в центральном канале верхней муфты перекрестного течения, и вращаемым электроприводом посредством сцепной втулочно-раздвижной муфты при сопряжении муфты и корпуса электропривода зубчатыми кулачками на их торцовых поверхностях. Регуляционный клапан по второму варианту выполнен с ходовой гайкой с выступами, установленной в пазах стенки центрального канала верхней муфты перекрестного течения с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно посадочного гнезда и взаимодействующей с кинематической резьбой регулировочного винта, установленного в упорном подшипнике со стороны торца муфты. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.