Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны

Изобретение относится к двухпакерной компоновке нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны. Техническим результатом является повышение надежности. Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны содержит последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом. Нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством. Колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны. Со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность. 1 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано в нефтедобывающих скважинах с нарушением герметичности труб обсадных колонн.

Известен пакер, содержащий ствол и пакерирующие узлы с уплотнительными элементами, гидроцилиндром, поршнем и системой взаимосвязанных отверстий. Пакер снабжен перепускным клапаном с корпусом, выполненным в виде перевернутого стакана, а в нем расположена направляющая втулка с каналами в стенках и запорный элемент. В дне корпуса выполнено несколько сквозных отверстий и несколько отверстий с выходом в боковую стенку, а пакерирующие узлы установлены в скважине с противоположным направлением движения гидроцилиндров с интервалом для ликвидации мест негерметичности эксплуатационной колонны. Патент RU 2175710 С2. Пакер (варианты). - МПК: Е21В 33/12. - 10.11.2001). Недостатком технического решения является отсутствие возможности стравливания попутного нефтяного газа, снижающая дебит скважины.

Известна двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности, включающая установленные в скважине две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенные концентрично одна в другой, два пакера с кабельным вводом, изолирующие негерметичность труб обсадной колонны, две муфты перекрестного течения, расположенные соответственно ниже и выше пакеров и герметично соединенные с колонной труб меньшего диаметра, разъединитель, перепускной циркуляционный клапан, сбивные клапаны механического принципа действия, циркуляционный клапан со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном. Полость между колоннами труб большего и меньшего диаметра соединена с полостями скважины ниже и выше муфт перекрестного течения для добычи пластового флюида через эксцентриковые сквозные продольные каналы, выполненные расширенной С-образной формы. Полость колонны труб меньшего диаметра гидравлически соединена с пространствами над и под пакерами через поперечные радиальные для перепуска газа. Сбивные клапаны расположены соответственно под нижним и над верхним пакерами. В корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, выполнен продольный паз для укладки кабеля, установка оснащена контролирующим кабелем, например оптоволоконным. Установка оснащена в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем. (Патент RU 2534876 С1. Двухпакерная установка для эксплуатации скважин электроприводным насосом с одновременной изоляцией интервала негерметичности и циркуляционный клапан. - МПК: Е21В 34/10, F04D 13/10, Е21В 33/124. - 10.12.2014). Основным недостатком известного технического решения является сложность конструкции двухпакерной установки, снижающая надежность эксплуатации скважин.

Известна компоновка 2ПИМ-КВ-ГК с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны на нефтедобывающей скважине, содержащая электроприводной насос, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб обсадной колонны в определенном интервале скважины, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для добычи нефти, герметично состыкованных между собой подвижными сальниковыми муфтами для компенсации погрешности позиционирования пакеров с определенным интервалом, изолирующих нарушения герметичности обсадной колонны, соединенной с электроприводным насосом. (Каталог продукции 2016 Научно-производственной фирмы «ГЕОНИК», стр. 37). Данное техническое решение принято за прототип.

Основным недостатком известного технического решения, принятого за прототип, является встроенные в колонну труб меньшего диаметра подвижные сальниковые трубные муфты, компенсирующие погрешность позиционирования пакеров с определенным интервалом нарушения герметичности обсадной колонны, затрудняющие монтаж и снижающие надежность эксплуатацию нефтедобывающей скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение трудоемкости монтажа компоновки оборудования в нефтедобывающих скважинах с нарушениями герметичности труб обсадной колонны путем исключения количества спускоподъемных операций и повышение надежности эксплуатации за счет упрощения конструкции насосной установки.

Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации нефтедобывающих скважин при одновременной изоляции нарушений герметичности труб обсадной колонны.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной двухпакерной компоновке нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны, содержащая последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом, согласно предложенному техническому решению нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством, а колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, а со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной двухпакерной компоновки нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов 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 соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть использовано на нефтедобвающих скважинах по общепринятой технологии. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На представленной фигуре схематично показана двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны.

Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны содержит последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб 1 и устанавливаемые в скважине на проектной глубине электроприводной насос 2 с силовым кабелем 3 электропитания от станции управления (СУ), два пакера 4 и 5 с кабельным вводом, расположенные с определенным интервалом L, изолирующие нарушения герметичности 6 труб обсадной колонны 7, две колонны труб 8 и 9 большего и меньшего диаметров, соответственно, образующие между собой межтрубную полость 10 для стравливания газовой шапки из затрубного пространства 11 под нижнем пакером 4 в затрубное пространство 12 над верхним пакером 5 через радиальные каналы 13 и 14 муфт перекрестного течения 15 и 16, соответственно, расположенных ниже и выше пакеров 4 и 5, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра 9 для подъема нефти из скважины, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой 17, соединенной с электроприводным насосом 2. Нижний пакер 4 выполнен с опорным якорным устройством 18. Колонна труб меньшего диаметра 9 верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения 14, снабженным манжетным сальником 19, с возможностью аксиального смещения конца колонны 9 за торец муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в определенном интервале L обсадной колонны 7. Колонна труб меньшего диаметра 9 со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты 17 снабжена центратором 20 труб при сборке их в колонну 9 для подъема скважинной нефти на поверхность.

Эксплуатацию двухпакерной компоновки нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны осуществляют следующим образом.

Для добычи нефти из скважины с нарушением герметичности 6 труб обсадной колонны 7 по мере спуска в обсадную колонну 7 на поверхности скважины последовательно компонуют нефтедобывающую установку и спускают в обсадную колонну 7. Сначала электроприводной насос 2 с силовым кабелем 3 монтируют на колонне труб большего диаметра 8, к которой через заданное количество труб присоединяют муфту перекрестного течения 15 и нижний пакер 4 с кабельным вводом. Затем по мере спуска насосной установки с нижним пакером 4 над последним устанавливают заданное количество труб колонны большего диаметра 8 длиной, равной проектному интервалу L, для изоляции труб обсадной колонны 7 с нарушенной герметичностью 6 и верхний пакер 5 с кабельным вводом. Через верхний пакер 5 в колонну труб большего диаметра 8 спускают колонну труб меньшего диаметра 9 с ниппелем сальниковой трубной муфты 17, снабженным центратором 20 до полной стыковки сальниковой трубной муфты 17 для подъема скважинной нефти на поверхность, таким образом, чтобы при сборке их конец колонны труб меньшего диаметра 9 выступал за торец муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в интервале L обсадной колонны 7. Аксиальным смещением конца колонны труб меньшего диаметра 9 вдоль центрального канала верхней муфты перекрестного течения 14, снабженного манжетным сальником 19, муфту 14 закрепляют на торце пакера 5 с кабельным вводом таким образом, чтобы конец колонны труб меньшего диаметра 9 выступал из муфты перекрестного течения 16 на длину , по меньшей мере, равную погрешности позиционирования пакеров 4 и 5, изолирующих нарушения герметичности 6 труб в заданном интервале L обсадной колонны 7. К верхней муфте перекрестного течения 14 присоединяют колонну лифтовых труб 1, на которой нефтедобывающую насосную установку спускают в скважину до проектной глубины, затем нижний 4 и верхний 5 пакеры переводят в рабочее положение возвратно-поступательными движениями с последующим закреплением их в обсадной колонне якорным устройством 18, после чего запускают насосную установку в работу, подключая к электроприводному насосу 2 по силовому кабелю 3 электропитание от СУ. Нефть под давлением насоса 2 поднимается сначала по колонне труб большего диаметра 8, затем по колонне труб меньшего диаметра 9, установленной в центральных каналах муфт перекрестного течения 15 и 16, через сальниковую трубную муфту 17, и по колонне лифтовых труб 1 выкачивается на поверхность скважины. Стравливание газовой шапки от попутного нефтяного газа из-под нижнего пакера 4 производится через поперечные радиальные каналы 13 и 14 муфт перекрестного течения 15 и 16 по межтрубной полости 10 из затрубного пространства 11 под нижним пакером 4 в затрубное пространство 12 над верхним пакером 5 на поверхность скважины.

По завершении нефтедобычи или при необходимости смены нефтедобывающей установки производят подъем насосной установки путем натягивания колонны лифтовых труб 1 усилием, превышающим ее вес, при котором верхний пакер 5 перемещается вверх, а нижний пакер 4 остается неподвижным, затем продолжая натяжение оба пакера 4 и 5 переводятся в транспортное положение и производят подъем установки из скважины.

Преимуществом предлагаемой двухпакерной компоновка нефтедобывающей установки является возможность поддерживать дебит скважины при одновременной изоляции нарушений герметичности труб обсадной колонны скважины.

Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны, содержащая последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом, отличающаяся тем, что нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством, а колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, а со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к разжимным трубам, применяемым для перекрывания отверстия в обсадной колонне или для образования барьера для потока.

Изобретение относится к стенду для испытаний гидромеханических пакеров двустороннего действия. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей стенда.

Группа изобретений относится к скважинному затрубному барьеру, скважиной системе и способам обеспечения уплотнения. Техническим результатом является создание улучшенного затрубного барьера.

Группа изобретений относится к набухающему изделию, а также к способам его изготовления и применения. Технический результат заключается в облегчении набухания изделия под воздействием текучей среды.

Изобретение относится к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсадной колонне и устранения волнообразного изгиба колонны НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками.
Изобретение относится к получению нефтепромыслового элемента - прессованного изделия, которое можно применять в нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является повышение степени набухания в углеводородной среде и увеличение срока эксплуатации при упрощении состава.

Группа изобретений относится к узлу уплотнителя скважины для использования в канавке уплотнителя скважинного компонента, способу герметизации скважины и скважинному устройству для использования в скважине.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры.

Изобретение относится к затрубным барьерам. Техническим результатом является сокращение вероятности растрескивания разжимной металлической муфты во время разжимания без значительного увеличения суммарной толщины затрубного барьера.

Группа изобретений относится к уплотнению и к способу временного уплотнения элемента. Техническим результатом является исключение удаления компонентов или инструментов из ствола скважины.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу. Скважинная система содержит отклоняющее устройство, расположенное в обсадной трубе, при этом отклоняющее устройство содержит отклонитель и кольцевой уплотняющий узел, который герметизирует кольцевой зазор между скважинным отклоняющим устройством и обсадной трубой, при этом перепад давления по всему кольцевому уплотняющему узлу уменьшается посредством перемещения кольцевого уплотняющего узла на скважинном отклоняющем устройстве. Способ уплотнения кольцевого зазора, образованного между скважинным отклоняющим устройством и обсадной трубой, может включать размещение кольцевого уплотняющего узла на оправке, при этом кольцевой уплотняющий узел со скольжением и герметично входит в контакт с внешней поверхностью оправки, соединяя оправку с отклонителем, и установку скважинного отклоняющего устройства, содержащего кольцевой уплотняющий узел, оправку и отклонитель внутри обсадной трубы. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного отклоняющего устройства. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу. Скважинная система содержит отклоняющее устройство, расположенное в обсадной трубе, при этом отклоняющее устройство содержит отклонитель и кольцевой уплотняющий узел, который герметизирует кольцевой зазор между скважинным отклоняющим устройством и обсадной трубой, при этом перепад давления по всему кольцевому уплотняющему узлу уменьшается посредством перемещения кольцевого уплотняющего узла на скважинном отклоняющем устройстве. Способ уплотнения кольцевого зазора, образованного между скважинным отклоняющим устройством и обсадной трубой, может включать размещение кольцевого уплотняющего узла на оправке, при этом кольцевой уплотняющий узел со скольжением и герметично входит в контакт с внешней поверхностью оправки, соединяя оправку с отклонителем, и установку скважинного отклоняющего устройства, содержащего кольцевой уплотняющий узел, оправку и отклонитель внутри обсадной трубы. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного отклоняющего устройства. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способу поинтервального исследования горизонтального ствола скважины и устройству для осуществления этого способа. Техническим результатом является расширение технологических возможностей. Способ поинтервального исследования горизонтального ствола скважины включает шаблонирование и промывку ствола скважины, спуск на колонне труб перфорированного корпуса с двумя пакерами в интервал установки, установку пакеров, отбор продукции пласта из пространства между пакерами через перфорацию корпуса, определение обводненности продукции, при высокой обводненности продукции проведение водоизоляционных работ, перевод пакеров в транспортное состояние, перемещение корпуса с пакерами в следующий интервал установки и повтор исследования продукции пласта. Перфорированные отверстия корпуса перед спуском снабжают клапанами, пропускающими снаружи внутрь. Заглушенный конец корпуса оборудуют двумя якорями, из которых ближний к забою выполнен механическим, а дальний – гидравлическим. Пакеры изготавливают в виде упругих манжет, размещенных между упорами. Манжеты у пакера, расположенного ближе к забою, делают из менее упругого материала, чем манжеты у другого пакера. Корпус со стороны устья снабжают тянущим гидродомкратом. После спуска устройства в интервал установки производят поворот колонны труб с корпусом для установки механического якоря, после чего в корпусе через колонну труб создают избыточное давление для установки гидравлического пакера. Колонну труб разгружают, создавая осевое усилие для перемещения упоров пакеров навстречу друг другу, сжатия манжет и герметизации внутрискважинного пространства. Манжеты из менее упругого материала пакера, расположенного ближе к забою, устанавливаются первыми. После исследования интервала между пакерами для перевода устройства в начальное транспортное положение, колонну труб на устье приподнимают. Создают осевое усилие на корпусе и якорях, перемещают поршень в цилиндре гидродомкрата, переводя в рабочее состояние. При нехватке осевого усилия в колонне труб создают избыточное давление, и гидродомкрат создает дополнительное тяговое усилие, достаточное для перевода устройства в транспортное положение. После перемещения устройства в новый интервал установки операции повторяются. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции зон осложнений при бурении скважин перекрывателями из профильных труб. Способ включает установку профильного перекрывателя в скважине, соединение секций профильных труб, спуск перекрывателя в зону поглощения, выправление перекрывателя давлением до плотного герметичного прижатия их к стенкам скважины. Нижний конец профильного перекрывателя, выполненный такой же формы, как и секции профильных труб, которые соединяют по профилю, снизу глушат и снабжают обратным клапаном. Верхний конец профильного перекрывателя, выполненный такой же формы, как и секции профильных труб, герметично соединяют с выправляющим инструментом, переводник которого выполнен полым из того же материала и такой же формы, как и секции профильных труб, и вставлен телескопически в верхний конец профильных труб с возможностью расширения давлением одновременно с выправлением секций профильных труб. Перед соединением секций профильных труб их взаимодействующие концы калибруют один снаружи, а другой - изнутри, при соединении откалиброванные концы герметично вставляют друг в друга и фиксируют штифтами, выдерживающими вес профильного перекрывателя. Переводник выправляющего инструмента при соединении с верхним концом профильных труб дополнительно фиксируют срезными элементами, которые разрушают после установки профильного перекрывателя. Повышается надежность установки профильного перекрывателя и изоляции зон осложнения при бурении скважин, сокращаются временные затраты на установку перекрывателя за счет упрощения конструкции. 3 ил.

Изобретение относится к двухпакерной компоновке нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны. Техническим результатом является повышение надежности. Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности труб обсадной колонны содержит последовательно спускаемые на колонне лифтовых труб и устанавливаемые в скважине электроприводной погружной насос с кабелем электропитания от станции управления, два пакера с кабельным вводом, изолирующие нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны, две колонны труб большего и меньшего диаметров, образующие межтрубную полость для стравливания газовой шапки из затрубного пространства под нижнем пакером в затрубное пространство над верхним пакером через радиальные каналы муфт перекрестного течения, расположенных ниже и выше пакеров, соответственно, герметично соединенных центральными каналами с колонной труб меньшего диаметра для подъема нефти на поверхность, герметично состыкованных сальниковой трубной муфтой, соединенной с электроприводным насосом. Нижний пакер выполнен с опорным якорным устройством. Колонна труб меньшего диаметра верхним концом подвижно сопряжена с центральным каналом верхней муфты перекрестного течения, снабженного сальником, с возможностью аксиального смещения конца колонны за торец муфты перекрестного течения на длину, по меньшей мере, равную величине компенсации погрешности позиционирования пакеров, изолирующих нарушения герметичности труб в определенном интервале обсадной колонны. Со стороны ниппеля сальниковой трубной муфты колонна труб меньшего диаметра снабжена центратором для сборки труб в колонну для подъема нефти на поверхность. 1 ил.

Наверх