Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата, газогидрата, смеси) и поддержания пластового давления (ППД) на многопластовых месторождениях и может быть использовано как при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), так и при поочередной (периодической или последовательной) эксплуатации (ПЭ) нескольких эксплуатационных объектов (продуктивных пластов или пропластков) одной (фонтанной, газлифтной, насосной, нагнетательной и пр.) скважины, в частности, при одновременно-раздельной (ОРД) и/или поочередной добыче (ПД) углеводородов из нескольких пластов одной добывающей скважины или при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) и/или поочередной закачке (ПЗ) среды (воды, газа, пены, пара, эмульсии, смеси для ППД, а также при избытке воды или газа - для их утилизации и пр.) в несколько пластов одной нагнетательной скважины, или при внутрискважинной газлифтной добыче, или при внутрискважинной закачке пластовой среды, или же при комбинированном способе "ОРЗ и ОРД", "ОРЗ и ПД", "ОРД и ПЗ", "ПД и ПЗ" в одной скважине с одним или несколькими добывающими (например, нефтяным, газовым, газоконденсатным, газогидратным, нефтяным и газовым и пр.) и нагнетательными (например, водяным, газовым или водяным и газовым) пластами, кроме того, в ряде случаев, может быть применено для одновременного или поочередного (раздельно, последовательно) исследования пластов одной скважины, для периодического (поочередно) закачивания рабочей среды (например, пар, теплая нефть, ПАВ и пр.) в пласт или пласты, а затем периодического отбора флюида из него или из них, а также для постоянной или временной эксплуатации, исследования и герметичного разобщения верхнего объекта (например, отработанного или консервированного пласта, или же негерметичного участка ствола) скважины с УЭЦН.

Известна скважинная установка (Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1986 г.) в качестве аналога, включающая спущенную и установленную в скважину многопластового месторождения колонну труб с пусковыми клапанами и пакерами. Недостатком этой установки является то, что она не предусматривает последовательность спуска, установки и проверки на герметичность (снизу и сверху) каждого пакера, а также их срыва и извлечения из скважины в отдельности, что снижает ее надежность и эффективность. А также она не позволяет оперативно освоить, исследовать, регулировать и воздействовать на режим работы каждого пласта при разных способах эксплуатации скважины, в частности, при насосной эксплуатации. Кроме этого, аналог имеет ограниченную область применения, в том числе, не приемлем для исследования пластов и комбинированного способа эксплуатации скважины.

Известна скважинная установка (Патент РФ №2194152, Е 21 В 43/12, 34/06, бюллетень №34 от 10.12.02 г.) в качестве прототипа, включающая спущенную и установленную в скважину колонну труб, оснащенную, по меньшей мере, одним пакером для разобщения между собой двух пластов скважины и разъединителем, с одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами в виде регулятора-отсекателя, без или с ниппелем, без или с телескопическим соединением, без или с насосом. Это установка приемлема как для ОРЭ (непрерывной эксплуатации - когда оба пласта открыты), так и для ПЭ (периодической или последовательной эксплуатации - когда верхний пласт открыт, а нижний временно закрыт, а затем наоборот, нижний открыт, а верхний закрыт с помощью регулятора-отсекателя) скважины. Недостатком этой установки является то, что во всех случаях флюид из нескольких пластов при ОРЭ направляется к устью только по одному каналу колонны труб, что не позволяет оперативно измерять и вести учет по технологическим параметрам (дебит, обводненность и др.) и точно регулировать режим работы для каждого пласта в отдельности при эксплуатации и исследовании добывающей скважины, а также оперативно устанавливать и регулировать расход среды на устье для каждого пласта скважины путем подбора соответствующего для них устьевого штуцера или регулятора. Кроме этого, прототип также имеет ограниченную область применения, в том числе, не предусматривает использование установки для исследования пластов и комбинированного способа эксплуатации скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности технологии и надежности установки как при одновременно-раздельной, так и при поочередной эксплуатации (в том числе, включая исследование) нескольких либо добывающих (нефтяных, газовых, газоконденсатных), или нагнетательных, либо одного или нескольких добывающих и нагнетательных пластов каждой (фонтанной, газлифтной, насосной, нагнетательной и пр.) скважины на многопластовом месторождении.

Эффективность технологии и надежность установки ОРЭ и/или ПЭ добывающих или нагнетательных скважин на многопластовом месторождении в основном достигается за счет возможности применения одной и той же установки в одной скважине как для ОРЭ или ПЭ, так и для ОРЭ и ПЭ:

- при ОРЭ все пласты (должно быть два и более) скважины постоянно эксплуатируются;

- при ПЭ работает только один из пластов (должно быть два и более) во время исследования или временной эксплуатации, а другой или другие пласты скважины при этом временно закрываются;

- при совместной ОРЭ и ПЭ, по крайней мере, два из всех пластов (должно быть три и более) регулярно эксплуатируются и, по меньшей мере, один пласт из всех поочередно закрывается.

Эффективность ОРЭ и/или ПЭ, в частном случае, также достигается за счет возможности:

1) применения технологии и установки либо для ОРД или ПД нескольких (двух или более) пластов, либо для ОРД и ПД нескольких (не менее трех) пластов (нефтяных, газовых, двух нефтяных и одного газового, и т.д.) одной добывающей скважины;

2) применения технологии и установки либо для ОРЗ или ПЗ нескольких (двух или более) пластов, либо для ОРЗ и ПЗ нескольких (не менее трех) пластов одной нагнетательной скважины, с целью ППД или утилизации избытка воды, газа;

3) применения технологии и установки для комбинированного способа "ОРД и ОРЗ", "ПД и ПЗ" одного или нескольких нагнетательных и добывающих пластов одной скважины;

4) применения технологии и установки для ОРД из нескольких пластов одной скважины, оборудованной с УЭЦН или УШГН, или с дифференциальной УШГН, или с АНС (НС); или же с УЭЦН и УШГН, или с УЭЦН и НС, или с УШГН и НС, и пр.;

5) добычи флюида поочередно из каждого вскрытого (два и более) эксплуатационного объекта одной насосной скважины с помощью технологии и установки ПД, позволяющей разобщение объектов между собой и эксплуатацию только одного из них (например, нижележащего или вышележащего пласта, или другого пласта между ними) с временной изоляцией отсеканием (глухой пробкой, механическим или гидравлическим отсекателем и пр.), соответственно, другого или других эксплуатационных объектов до очередного подземного ремонта скважины, связанного со сменой насоса или с необходимостью устранения имеющегося при эксплуатации осложнения (обводнения, газопроявления, пескопроявления и пр.);

6) добычи флюида поочередно из каждых двух работающих (не менее трех вскрытых) эксплуатационных объектов одной насосной скважины с помощью технологии и установки "ПД и ОРД", позволяющей разобщение объектов между собой и эксплуатацию только двух из них (например, нижележащего и вышележащего пластов или пластов между ними и пр.) с временной изоляцией отсеканием (глухой пробкой, механическим или гидравлическим отсекателем и пр.), соответственно, другого или других эксплуатационных объектов до очередного подземного ремонта скважины, связанного со сменой насоса или с необходимостью устранения имеющегося при эксплуатации осложнения (обводнения, газопроявления, пескопроявления и пр.);

7) применения технологии и установки "ПЗ и ПД" для скважины с одним или несколькими пластами, где сначала (поочередно, периодически) закачивается рабочая среда (например, пар, теплая нефть, ПАВ и пр.) в пласт или пласты скважины, а затем временно отбирается из него или из них флюид;

8) применения технологии и установки ОРЭ или ПЭ для одновременного или поочередного (последовательного, периодического) исследования пластов нагнетательной или добывающей скважины, или же для исследования одного или нескольких нагнетательных и добывающих пластов одной скважины;

9) применения технологии и установки ПЭ для постоянной или временной эксплуатации, исследования и герметичного разобщения верхнего объекта (например, отработанного или консервированного пласта, или же негерметичного участка ствола) скважины с УЭЦН;

10) разукрупнения объектов разработки путем разделения группы пластов на отдельные пласты, а пластов - на изолированные пропластки (в зависимости от их проницаемости) в одной скважине с установкой ОРЭ или ПЭ;

11) добычи и направления флюида из каждого пласта к устью по отдельному каналу труб, чтобы оперативно измерять и вести учет по параметрам (дебит, обводненность, газовый фактор и др.), и регулировать режим работы для каждого пласта при эксплуатации и исследовании фонтанных, газлифтных (непрерывных или периодических) скважин с установкой ОРД;

12) оперативной установки и регулирования расхода среды на устье для каждого пласта нагнетательной скважины при ОРЭ путем подбора соответствующего для них устьевого штуцера или регулятора;

13) добычи флюида из двух вскрытых эксплуатационных объектов одной насосной скважины с помощью технологии и установки ОРД, позволяющей разобщение объектов между собой, исследование и определение их параметров как при совместной, так и при отдельной работе, по меньшей мере, одного из объектов до и после спуска в скважину насосной установки;

14) предупреждения срыва подачи жидкости насосом (ЭЦН, ШГН) при эксплуатации основного продуктивного пласта скважины с установкой ОРД за счет использования и обеспечения открытия съемного клапана в виде отсекателя на глубине вспомогательного высокообводненного пласта (при снижении динамического уровня жидкости ниже его допустимого значения) и поступления из него дополнительной жидкости на вход насоса, и, наоборот, при восстановлении динамического уровня жидкости - закрытия съемного клапана отсекателя;

15) предупреждения срыва подачи жидкости насосом (ЭЦН, ШГН) при эксплуатации двух пластов скважины с установкой ОРД за счет использования и обеспечения открытия съемного клапана в виде стабилизатора выше насоса при снижении динамического уровня жидкости ниже его допустимого значения и поступления из колонны НКТ части жидкости в затрубное пространство, и, наоборот, при восстановлении динамического уровня жидкости - закрытия съемного клапана стабилизатора;

16) регулирования проектного забойного давления, по меньшей мере, для одного из пластов при эксплуатации одной фонтанной, газлифтной или насосной скважины с установкой ОРД за счет использования съемного клапана в виде регулятора или штуцера для флюида на его глубине;

17) изменения и стабилизации динамического уровня жидкости при исследовании одного или двух пластов одной насосной скважины с установкой ОРД, с использованием устьевого регулятора или многоходового переключающего устройства (штуцера);

18) изменения и регулирования давления свободного (попутного) газа в затрубном пространстве фонтанной или насосной скважины с установкой ОРД или ПД путем стравливания избытка газа в колонну НКТ через съемный клапан в виде регулятора;

19) целенаправленного отсекания (механическим или гидравлическим воздействием) призабойной зоны, по меньшей мере, одного из пластов от ствола насосной скважины при ОРД или ПД с помощью съемного клапана в виде отсекателя (в частности, при росте динамического уровня жидкости или увеличении затрубного - устьевого давления), с целью проведения исследования работы или эксплуатации другого пласта;

20) целенаправленного отсекания призабойной зоны двух пластов от ствола насосной скважины при ОРД или ПД с помощью соответствующих съемных клапанов в виде отсекателей при остановке работы насоса и, соответственно, росте динамического уровня жидкости с целью проведения подземного ремонта скважины без попадания жидкости глушения в пласт и сокращения времени вывода скважины на технологический режим;

21) одновременной закачки по различным колоннам труб в один или несколько пластов нагнетательной скважины (с установкой ОРЗ или ПЗ) рабочих сред с различными физико-химическими и термобарическими свойствами;

22) снижения капитальных вложений на бурение новых скважин и ускоренное освоение многопластовых месторождений ограниченным количеством скважин с помощью установки ОРЭ и/или ПЭ;

23) одновременного или периодического отбора из одного пласта газа и жидкости по разным каналам - колоннам труб (с помощью установки ОРД и/или ПД) с оптимальными дифференцированными депрессиями для предупреждения образования газовых конусов на нефтяных месторождениях и для разработки нефтяных оторочек на газовых месторождениях;

24) одновременного или периодического отбора из одного пласта воды и нефти по разным колоннам труб (с помощью установки ОРД и/или ПД) с оптимальными дифференцированными депрессиями для предупреждения образования водяных конусов и для ограничения водопритока;

25) одновременного или периодического отбора (с помощью установки ОРД и/или ПД) по разным колоннам агрессивной (коррозионно-опасной, эррозионно-опасной среды с повышенным содержанием мехпримесей и пр.) и неагрессивной среды;

26) одновременной или периодической закачки пара и холодной воды при ОРЗ или ПЗ для предупреждения техногенного отрицательного воздействия на пласт от его охлаждения при поддержании пластового давления;

27) постоянной или временной изоляции (частичной или полной) при ОРЭ или ПЭ высокообводненных или газопроявляющих (высокий газовый фактор), или пескопроявляющих (высокое содержание мехпримесей) пластов или пласта, или негерметичных участков ствола скважины;

28) оптимизации профиля притока или приемистости с помощью установки ОРЭ или ПЭ путем создания дифференцированной депрессии на пропластки или пласты с разной проницаемостью;

29) повышения нефтеотдачи с помощью установки ОРЭ или ПЭ за счет продления рентабельной эксплуатации малорентабельных (низкодебитных, высокообводненных) пластов и за счет оптимизации процесса вытеснения нефти рабочим агентом в неоднородных пластах;

30) использования технологии и установки ОРЗ для внутрискважинной закачки для ППД или для внутрискважинного газлифта путем подачи газа или пластового флюида с высоким газовым фактором из одного пласта в колонну труб скважины для добычи пластового флюида из других пластов;

31) использования технологии и установки ОРЗ или ПЗ для водогазового воздействия на пласт за счет управляемого перетока в основной пласт газа высокого давления из одного пласта (источник газа) и воды или высокообводненной продукции из другого пласта (источник воды);

32) использования технологии и установки ОРЗ или ПЗ для водогазового воздействия на пласт за счет внутрискважинного сжатия подаваемого с поверхности (из газлифтной системы или из газодобывающей скважины или из добывающей скважины с высоким газовым фактором и высоким устьевым давлением) или из пласта газа низкого давления до давления его закачки в другой пласт путем периодической подачи жидкости высокого давления и отбора из скважины или утилизации ее в другой пласт с целью обеспечения циклического поступления газа низкого давления и сжатия его в межтрубном пространстве;

33) использования технологии и установки ОРЭ для добычи высоковязкой нефти путем направления потока вниз и нагревания его за счет температур нижерасположенных горных пород, уменьшения потери температур в подъемнике, снижения вязкости нефти за счет гидротранспорта (отбора менее вязкой продукции из нижерасположенного пласта) и разрушения ее структур, а также для добычи высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя (пара, горячей воды) через одну колонну и отбора высоковязкой нефти периодически или непрерывно через эту же или через другую колонну труб;

34) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для нестационарного воздействия на пласты как за счет изменения режима закачки рабочего агента, так и за счет изменения режимов отбора пластовых флюидов;

35) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для создания непроницаемых экранов в пласте между разрабатываемым объектом (нефтяным) и газовой шапкой или подошвенной водой путем непрерывной или периодической закачки через отдельную колонну или колонны труб рабочей среды - воды, водонефяной эмульсии, химреагентов, тампонажного раствора и пр.;

36) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для эксплуатации горизонтальной или разветвленной скважины, или скважины с забуренным боковым стволом или стволами;

37) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для углубления точки инжекции рабочего агента ниже пласта при газлифтной или струйной эксплуатации, а также для внутрискважинной сепарации и утилизации воды в один из пластов при добыче высокообводненной продукции из другого пласта;

38) использования технологии и установки для ОРД или ПД флюида из одного или нескольких пластов с помощью УЭЦН (или УЭЦН и НС) при одновременном разобщении пакером негерметичности ствола скважины;

39) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для гидроразрыва (поинтервального, селективного, направленного, точечного) отдельных пластов и пропластков, а также для совместной эксплуатации разных добывающих пластов (газового, нефтяного и пр.) одной скважины;

40) использования технологии и установки ОРЭ или ПЭ для промышленной добычи газа при разработке месторождений газогидратов (запасы газа в вечной мерзлоте и на океанском дне в виде придонных и поддонных отложений арктических и антарктических морей) путем закачки теплоносителя (пара, горячей воды) через одну колонну, а через другую колонну труб отбора углеводородного газа в непрерывном режиме или отбора в периодическом режиме.

Эффективность технологии и надежность установки для ОРЭ и/или ПЭ также достигается за счет следующих возможностей: отдельный спуск, установка пакера (секции) и опрессовка подземной компоновки для каждого пласта; сохранение надежности эксплуатационной колонны; раздельное разобщение или глушение пластов; раздельный подъем многосекционной скважинной компоновки; осуществление подземного ремонта без глушения продуктивного пласта путем его отсекания от ствола скважины (при наличии клапана-отсекателя или после установки глухой пробки в скважинную камеру для каждого пласта); исключение отрицательно-техногенного поглощения раствора, по меньшей мере, одним продуктивным пластом, а при глушении скважины - сохранение фильтрационных приточных характеристик (дебит нефти) пласта и облегчение вывода скважины на технологический режим; раздельное освоение добывающих пластов или закачка рабочей среды в пласты; раздельный технологический учет добываемой продукции или расход закачиваемой среды по каждому из пластов; отдельное исследование каждого из пластов; раздельное физико-химическое воздействие на пласты; недопущение снижения забойного давления на глубине пласта ниже допустимого минимального его значения (например, в зависимости от давления насыщения газа в нефти) в процессе запуска и эксплуатации скважины; регулирование или поддержание оптимального диапазона или значения забойного давления для пласта в работе скважины; регулирование давления свободного газа в межтрубном пространстве; ограничение дебита флюида для высокопроницаемого пласта и увеличение дебита для низкопроницаемого пласта одной скважины; изменение температуры и структуры высоковязкой добываемой нефти из пласта; углубление точки ввода рабочего агента ниже продуктивного пласта; обеспечение оптимального режима работы для каждого из объектов; интенсификация добычи нефти из одного пласта при ограничении депрессии по другому пласту; ограничение притока высокообводненной продукции из одного пласта и увеличение добычи нефти из другого пласта; ввод в разработку водонефтяной части залежи при сохранении нормальной работы чисто нефтяной части; исключение межпластовых перетоков пластовых флюидов при эксплуатации или остановке скважины; управляемый (регулируемый) перепуск пластовых флюидов разных пластов в одной скважине; интенсификация добычи нефти из низкопродуктивного пласта за счет использования энергии высокопродуктивного пласта с целью предупреждения осложнений; повышение нефтеотдачи; уменьшение вероятности осложнений (обусловленных низким дебитом) за счет увеличения дебита приобщаемых пластов; дифференцированное воздействие на различные участки пласта с целью равномерной выработки и приобщение к разработке отдельных объектов (пропластков); уменьшение вероятности осложнений, обусловленных высоким газовым фактором из-за прорыва свободного газа.

Эффективность технологии и надежность установки при комбинированном способе - ПД флюида (из одного или нескольких добывающих пластов) и ПЗ рабочей среды (в один или несколько нагнетательных пластов); или ОРД флюида (не менее, чем из двух добывающих пластов) и ОРЗ рабочей среды (не менее чем в два нагнетательных пласта); или ОРД флюида и ПЗ рабочей среды; или ОРЗ рабочей среды и ПД флюида из одной скважины, с одним или несколькими нагнетательными и добывающими пластами, достигается за счет: обеспечения закачки среды, например, в нагнетательный пласт при одновременном отсекании (механическим или гидравлическим воздействием, в частности глухой пробкой или клапаном-отсекателем) другого добывающего пласта или, наоборот, обеспечения добычи флюида из одного пласта при одновременном отсекании другого нагнетательного пласта; обеспечения добычи среды из одного пласта и закачки ее в другой пласт одной скважины; обеспечения добычи среды из одного пласта при одновременной закачке рабочего агента в другой пласт одной скважины и повторения операции наоборот; сохранности эксплуатационной колонны.

Эффективность и надежность установки (со съемным клапаном отсекателем или регулятором, или обратным клапаном) для фонтанной, газлифтной или насосной скважины с одним работающим пластом (при этом другой или другие пласты законсервированы или временно закрыты) достигается за счет: регулирования заданного проектного забойного давления при фонтанной, газлифтной или насосной эксплуатации; отсекания пласта при открытом фонтане или исключения поглощения пластом раствора при глушении скважины; возможности проведения подземного ремонта скважины без глушения или без подъема пакера из скважины; периодической закачки рабочей среды в пласт и периодической добычи флюида из того же пласта скважины.

Положительный эффект от использования предлагаемого технического и технологического решений для добывающей скважины, в основном, достигается за счет: повышения функциональности установки ОРД и/или ПД; раздельного исследования и регулирования параметров продуктивных пластов; сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин для полного освоения извлекаемых запасов; повышения добычи продукции из пласта за счет целенаправленного регулирования, оптимизации и стабилизации работы скважины; сокращения затрат и времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования.

Также положительный эффект от использования предлагаемого технического и технологического решений для нагнетательной скважины, в основном, достигается за счет: повышения функциональности установки ОРЗ и/или ПЗ, а также для внутрискважинной закачки; сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; целенаправленного регулирования расхода рабочей среды для пластов; сокращения затрат и времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования.

Указанная цель достигается тем, что после спуска в скважину (то есть в ствол - эксплуатационную колонну с условным диаметром 146 или 168 мм и пр.) и герметичной установки в ней, по меньшей мере, одного пакера (например, типа 2ПД-ЯГ, ПД-ЯГ-Ш, FHH и пр.) колонна труб (например, НКТ 89 или 73 мм и пр.) разъединена от него и извлечена из скважины. Затем спущена и установлена колонна труб большего (например, НКТ 114 мм муфтовая или немуфтовая и пр.) или меньшего (например, НКТ - 73 или 60 мм и пр.), или равного (например, НКТ - 89 или 73 мм и пр.) диаметра, без или с одним, или с несколькими устройствами, из них: пакер; разъединитель, состоящий из съемной и несъемной двух частей; одна или несколько скважинных камер (например, типа КТ1, КТ1Н, KBMM, KBMG и пр.) со съемными клапанами; насос (УЭЦН, УШГН, НС, АНС, дифференциальный и пр.). При этом колонна труб спущена или непосредственно в ствол скважины, или же в колонну труб большего диаметра и не соединена или соединена герметично, но не жестко, через разъединитель (например, типа 13РКМ, 13РКГ, 13РКГШ, 13РКШ, 13РКН и т.п.), с соответствующим посаженным пакером. Здесь башмак (нижний конец) колонны труб ниже пакера, установленного над или под нижним пластом, гидравлически разобщен или соединен с забоем скважины. Эти решения в целом повышают надежность работы установки и эффективность технологии как для ОРЭ, так и для ПЭ, в основном, за счет: спуска и посадки в скважину пакеров в отдельности для возможности их опрессовки на герметичность как сверху, так и снизу; обеспечения герметичного, но не жесткого, соединения пакеров между собой, чтобы исключить аварию при их подъеме (так как извлечь одновременно два и более жестко соединенных между собой пакера очень опасно); раздельного спуска концентрично нескольких колонн труб в скважину с одним или несколькими пакерами; избежания аварий при срыве и извлечении пакеров путем освобождения и подъема их из скважины в отдельности; применения одной и той же установки как для ОРЭ, так и для ПЭ; применения установки для комбинированного способа ОРЭ; и пр.

Также для повышения эффективности технология установки ОРЭ и/или ПЭ, в частных случаях, может быть выполнена со следующими признаками.

В зависимости от количества пластов при ОРЭ, ПЭ колонна труб меньшего диаметра может быть спущена в скважину (одновременно, т.е. сразу, или же раздельно-поочередно, последовательно) с несколькими (двумя, тремя и т.д.) пакерами для герметичного разобщения пластов между собой, при этом разъединитель размещен, по крайней мере, над верхним пакером для возможности отсоединения и извлечения из скважины колонны труб меньшего диаметра, причем скважинные камеры со съемными клапанами установлены между пакерами для исследования и эффективного (оптимального) регулирования работы каждого пласта скважины.

Для повышения эффективности ОРЭ за счет разделения потока среды по трубам в скважину раздельно спущены три колонны труб для нижнего, среднего и верхнего пласта, при этом, по крайней мере, две из них оснащены пакером и разъединителем, причем последовательно каждая колонна труб после посадки соответствующего пакера разъединена и извлечена из скважины, затем спущена и установлена в скважину колонна труб большего диаметра, через которую повторно спущена и герметично соединена с соответствующим посаженным пакером колонна труб относительно меньшего - среднего диаметра, после чего через последнюю также спущена и герметично соединена с нижним посаженным пакером колонна труб меньшего диаметра.

Наружный диаметр съемной части разъединителя (например, типа 13РКН.000 и пр.) выполнен меньше, чем внутренний диаметр колонны труб большего диаметра, с целью повышения надежности и технологичности установки ОРЭ, ПЭ, за счет возможности его спуска через колонну труб большего диаметра и герметичного (но не жесткого) соединения съемной части разъединителя с его несъемной частью над установленным (посаженным) пакером.

В зависимости от габаритного (наружного) диаметра скважинной камеры (Dк) разъединитель может быть размещен выше пакера непосредственно над (если Dк больше или равно внутреннему диаметру колонны труб большего диаметра - Dт) или под (если Dк меньше, чем Dт) скважинной камерой, с целью повышения эффективности установки ОРЭ, ПЭ, за счет спуска и размещения ниже колонны труб большего диаметра скважинной камеры для эксплуатации вышерасположенного пласта.

Разъединитель (например, типа 13РКГ) может иметь телескопический ход (длиной от 500 до 1500 мм) после расцепления от жесткого соединения двух его частей, для повышения надежности и герметичности установки ОРЭ, ПЭ за счет компенсации при температурном изменении и снятия напряжения колонны труб, и при этом уменьшения динамических нагрузок на пакеры при фонтане, газлифте, нагнетании рабочей среды или при работе насоса. В зависимости от условий применения установки ОРЭ, ПЭ разъединитель может быть выполнен с посадочным гнездом для установки съемного обратного клапана или глухой пробки, или клапана-отсекателя (механического, или гидравлического, или электромагнитного и прочего действия), или регулятора потока, или штуцера, для эффективности управления работой пласта.

По меньшей мере, одна колонна труб может быть оснащена одним или несколькими посадочными ниппелями под съемный клапан, или фильтрами (например, в виде съемного или несъемного элемента против песка или пропанта), или сепараторами (например, в виде съемного или несъемного устройства для сепарации попутного и свободного пластового газа и пр.) с целью повышения надежности и эффективности установки ОРЭ, ПЭ при осложненных условиях эксплуатации скважины.

С целью определения параметров пласта и выбора эффективного режима для установки ОРЭ в посадочном гнезде разъединителя или посадочном ниппеле, расположенном непосредственно над пакером и спущенным в скважину на колонне труб меньшего диаметра со скважинными камерами, может быть установлена съемная глухая пробка, при этом, по меньшей мере, в одной скважинной камере выше пакера или отсутствует (временно) съемный клапан, или же в ней установлен клапан циркуляционный, для отдельного освоения и исследования верхнего пласта. Аналогично, по меньшей мере, в одной скважинной камере, расположенной ниже пакера и спущенной в скважину на колонне труб меньшего диаметра, может быть установлен съемный клапан в виде глухой пробки, при этом в скважинной камере над пакером или отсутствует (временно) съемный клапан, или же в ней установлен клапан циркуляционный, также для отдельного освоения и исследования верхнего пласта. В скважинных камерах, расположенных выше и ниже пакера и спущенных в скважину на колонне труб меньшего диаметра, могут быть установлены съемные клапаны в виде циркуляционного клапана или временно отсутствуют в них съемные клапаны для освоения и исследования одновременно нижнего и верхнего пласта.

С целью повышения эффективности технологии и в зависимости от условий применения установки ОРЭ, ПЭ для разных способов эксплуатации в одной или нескольких скважинных камерах, спущенных в скважину на колонне труб меньшего диаметра, могут быть установлены съемные клапаны в виде газлифтного пускового, рабочего клапана для нагнетания рабочего агента или перепуска флюида через них при освоении и эксплуатации скважины, или в виде глухой пробки для разобщения двух полостей, или в виде срезного клапана для глушения пласта, или в виде регулятора забойного давления пласта, или в виде регулятора давления потока пластового флюида, или в виде узла с одним или несколькими штуцерами без или с обратными клапанами для флюида или рабочего агента, или в виде диафрагмы для перепуска флюида или закачки рабочего агента в пласт, или в виде регулятора расхода флюида при добыче или рабочего агента при закачке, или в виде клапана-отсекателя (например, механического или гидравлического, или электрического открывающегося и закрывающегося, в том числе сильфонного, пружинного, дифференциального, релейного, акустического, импульсного, электромагнитного, сигнального, принципа авторучки и пр.), или регулятора-отсекателя для регулирования потока флюида, исследования пластов и исключения открытого фонтана или глушения скважины, или в виде стабилизатора уровня жидкости, или в виде перепускного клапана, или в виде регулятора давления газа в межтрубном пространстве, или в виде глубинного прибора для измерения физических параметров пласта, или в виде гидроприводного насоса.

Съемный клапан для эффективного регулирования работы установки ОРЭ, ПЭ, в частном случае, может быть выполнен в виде полого корпуса с пропускными каналами, наружными уплотнительными манжетами и фиксатором, внутри которого установлен, по меньшей мере, один штуцер или седло, без или с обратным клапаном, или затвор над или под седлом, или управляющий элемент, взаимодействующий с затвором над или под седлом. Съемный клапан также может быть выполнен в виде глухого корпуса с наружными уплотнительными манжетами и фиксатором.

Для повышения функциональности и эффективности установки при ОРЭ, ПЭ, по меньшей мере, один посадочный ниппель или скважинная камера, спущенные в скважину на колонне труб большего диаметра, могут быть оснащены пусковым отверстием для освоения верхнего пласта, или перепускным клапаном, или регулятором давления свободного газа, при этом проходной канал колонны труб большего диаметра по всей длине больше, чем наружный габаритный диаметр колонны труб меньшего диаметра. Также колонна труб на глубине пласта может быть оснащена, по меньшей мере, двумя скважинными камерами, в одной из которых размещен съемный клапан в виде регулятора потока для исключения возможности снижения допустимого забойного давления, а в другой из них - съемный клапан в виде штуцера, или в обоих установлены регуляторы забойного давления или штуцеры при ограниченном диаметре съемного клапана. Непосредственно на глубине, или ниже, или выше каждого пласта колонна труб дополнительно может быть оснащена скважинной камерой со съемным клапаном в виде глубинного измерительного прибора для эффективного исследования физических параметров флюида пласта при ОРЭ, ПЭ.

Для повышения эффективности ОРЭ в насосной скважине колонны труб либо меньшего или большего, либо меньшего и большего диаметра оснащены насосами (обычными или дифференциальными) в виде: центробежного, штангового, винтового, гидропоршневого, гидроприводного, струйного, диафрагменного. При этом насосы (герметично, жестко или телескопически) в зависимости от условий эксплуатации могут быть соединенными или несоединенными с пакером. С целью оперативности исследования и выбора эффективного режима для пластов насос может быть выполнен полым с открытым проходом и со съемным обратным клапаном для возможности прохождения через него глубинных приборов и инструментов канатной техники при исследовании или открытии и закрытии пласта (пластов). До спуска в скважину насоса над несъемной частью (если выполнена в виде ствола или штока) разъединителя может быть спущен и установлен направляющий узел с целью эффективности исследования пластов за счет возможности прохождения ниже разъединителя инструмента и выполнения канатных операций для открытия и закрытия пласта (пластов), а также направляющий узел предназначен для ловли насоса, не соединенного с пакером, при аварийном его падении.

Для одновременного спуска пакеров и раздельной их посадки в скважине и, соответственно, повышения надежности и герметичности установки ОРЭ, по меньшей мере, один из спущенных пакеров (гидравлических) на колонне труб меньшего диаметра может быть выполнен с посадочной поверхностью, в которую установлена съемная полая пробка, для герметичного разобщения гидравлических каналов и камеры пакера от полости колонны труб меньшего диаметра и вследствие этого - исключения временного его срабатывания при посадке и опрессовке другого гидравлического пакера.

В зависимости от условий и способа применения технологии ОРЭ, ПЭ в посадочном ниппеле на башмаке колонны труб меньшего диаметра или в посадочном гнезде разъединителя, или же в нижней скважинной камере, спущенных на колонне труб меньшего диаметра, может быть установ