Пакерная разъединяющая установка шарифова для эксплуатации пластов скважины (варианты)

Пакерная разъединяющая установка шарифова для эксплуатации пластов скважины (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата, газогидрата) и поддержания пластового давления (ППД), в основном на многопластовых месторождениях, и может быть использовано при одновременной (ОЭ) и/или раздельной (ОРЭ), или поочередной (ПЭ) эксплуатации нескольких добывающих (ОРД или ПД) и/или нагнетательных (ОРЗ или ПЗ) объектов (пласт, пропласток) одной скважины, и, в ряде случаев, может быть применено для регулирования и исследования параметров объектов, закачки или утилизации воды и/или газа в объект, исключения поглощения пластом раствора глушения, изоляции водяного пласта или негерметичности ствола, а также отсекания потока пластового флюида фонтанной, газлифтной, насосной и нагнетательной скважины.

Известна скважинная установка (Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986 г.), включающая спущенную и установленную в скважину многопластового месторождения колонну труб с пусковыми клапанами и пакерами.

Известна скважинная установка (Патент РФ №2194152, Е21В 43/12, 34/06, бюллетень №34 от 10.12.02 г.), включающая спущенную и установленную в скважину колонну труб, оснащенную выше и/или между пластами, по меньшей мере, одним пакером, разъединителем и/или телескопическим соединением, скважинной камерой со съемным клапаном, в том числе, насосом при насосной эксплуатации.

Известна скважинная установка для реализации способа одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (Патент РФ №2211311, Е21В 43/14, бюллетень №24 от 27.08.03 г.), состоящая из колонны труб с одним или несколькими пакерами, скважинными камерами и/или ниппелями без или с клапанами, разъединителями и/или телескопическими соединениями, в том числе, насосом при насосной эксплуатации.

Известные установки имеют ограниченную область применения из-за сложности операции по спуску, посадке и извлечению из скважины пакерного оборудования. Кроме этого, при внедрении установки отсутствует информация о срабатывании ее разъединителя, а также возникает сложность при срыве пакеров для их извлечения.

Известен механический пакер (ОАО Тяжпрессмаш, Интернет: http://www.tkpo.ryazan.ru:8101/), состоящий из ствола с наружным буртом или упором, переходника, уплотнительных колец и манжет, кожуха с резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов и наконечника. В этом пакере свободный ход для манжет не регулируется, а также не исключается вытекание манжет за образующую при деформации, что снижает надежность его работы.

Известен пакер с якорем гидравлического действия типа 2ПД-ЯГ (Каталог. Оборудование для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин. Цинтихимнефтемаш. М., 1991 г.), состоящий из ствола с внутренними расточками, наружными проточками, радиальными отверстиями, цилиндром, образующим со стволом гидравлическую камеру, связанную с полостью ствола через радиальные отверстия, опорных гаек, манжет, кольца, конуса с плашками и плашкодержателем, связанного со стволом срезными винтами. При этом якорь, жестко соединенный со стволом накера, состоит из муфты, корпуса с одним или несколькими рядами радиальных каналов, размещенных в них подпружиненных подвижных уплотненных плашек с ограниченными радиальными ходами за счет планок, установленных на корпусе, причем подвижные уплотненные плашки образуют со стволом кольцевой неосевой гидравлический канал. Этот пакер конструктивно не имеет возможности временного несрабатывания от высокого избыточного давления внутри его ствола, а также его срыв происходит только со срезом срезных винтов при дополнительном натяге колонны труб в 10-12 тонн, что осложняет технологию применения пакерной установки, в частности, для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Также учитывая, что гидравлический якорь пакера срабатывает только от внешнего - забойного давления, то очень часто происходит в процессе посадки пакера срез срезных винтов и его самопроизвольное освобождение со смещением колонны труб и, соответственно, ствола вверх.

Известно разъединяющее устройство Шарифова (патент РФ №2203386, Е21В 23/06, 33/12, Бюл. №12, 27.04.2003 г.), содержащее ствол и корпус с внутренними канавками, переходник, упор с внутренним и наружным буртами и радиальными пазами для фиксатора в виде кулачков, уплотнительные манжеты, наконечник, цангу для исключения вращения ствола относительно корпуса, скользящую уплотняющую гильзу со срезными винтами, уплотнительными кольцами и внутренней расточкой для радиального перемещения фиксатора, наружными канавками, внутренней нижней подвижной втулкой с фиксатором и верхней втулкой, зафиксированной стопорным кольцом. В установке при срабатывании разъединителя отсутствует информация о расцеплении его корпуса со стволом без предварительного натяга и подъема колонны труб. Кроме этого, разъединитель имеет низкую надежность при повторном соединении его корпуса со стволом из-за отсутствия его центратора, а также имеет возможность перемещения вниз скользящей уплотняющей гильзы в корпусе и самопроизвольного срабатывания разъединителя при спуске в скважину, что в свою очередь осложняет технологию применения пакерной установки, в частности, при одновременно-раздельной эксплуатации.

Известен также разъединитель колонны Шарифова (патент РФ №2203385, Е21В 23/06, 33/12, Бюл. №12, 27.04.2003 г.), состоящий из корпуса с внутренними уплотнительными манжетами и ствола с буртами, посадочными поверхностями и радиальными отверстиями, кожуха с внутренними уплотнительными элементами, образующего со стволом верхнюю и нижнюю камеры, гидравлически связанные, соответственно, с полостью ствола и/или пространством за кожухом, упора со срезными винтами, фиксатора, переходника, цанги или башмака повторного ввода. Здесь после срабатывания разъединителя, то есть перемещения кожуха вниз, отсутствует его фиксация, из-за чего при стравливании давления в колонне труб и возникновения разницы между плотностью жидкости в затрубном и трубном пространстве кожух разъединителя обратно перемещается в исходное положение и в результате автоматически соединяется корпус со стволом, что снижает надежность разъединителя при использовании его в пакерной установке.

Целью изобретения является повышение эффективности и надежности установки при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих (нефтяных, газовых, газоконденсатных, газогидратных) и/или нагнетательных пластов (для ППД или утилизации избытка воды и/или газа) каждой скважиной на многопластовом месторождении, а также при эксплуатации скважины с одним пластом.

Эффективность установки при использовании ее для одного или нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной на многопластовом месторождении достигается, в частности, за счет: отдельного или одновременного спуска, посадки и извлечения пакеров для пластов; сохранения надежности эксплуатационной колонны за счет исключения движения потока среды по ней и/или отсекания ее полости от воздействия высокого давления; раздельного освоения добывающих пластов или закачки рабочей среды в пласты; отдельного исследования каждого из пластов; дифференциального воздействия на пласты путем создания депрессии или репрессии на них; закачки или утилизации воды и/или газа в пласт или пласты; раздельного глушения или разобщения пластов; осуществления подземного ремонта без глушения продуктивного пласта или пластов и/или исключения поглощения пластом раствора при глушении скважины путем отсекания пласта или пластов от ствола скважины с помощью отсекателя или глухой пробки; исключения отрицательно-техногенного воздействия на пласт (поглощения раствора продуктивным пластом) с применением в установке обратного клапана, а значит и сохранения фильтрационных приточных характеристик (дебит) пласта; недопущения снижения проектного забойного давления в процессе запуска и эксплуатации скважины; регулирования или поддержания оптимального диапазона или значения забойного давления для пласта в работе скважины; обеспечения закачки среды в нагнетательный пласт, отсекая при этом глухой пробкой или клапаном другой добывающий пласт или, наоборот, добывая флюид из одного пласта, отсекая при этом другой нагнетательный пласт; регулирования проектного расхода рабочей среды для пластов; обеспечения насосным или фонтанным способом добычи среды из одного пласта при одновременной закачке среды (рабочего агента) или утилизации избытков добываемый воды или газа в другой пласт одной скважины; обеспечения добычи жидкости (воды) насосом из нижнего пласта (пластов) и закачки ее в верхний нагнетательный пласт или наоборот, добычи насосом жидкости из верхнего пласта и закачки ее в нижний нагнетательный пласт.

Технический результат и экономический эффект от использования предлагаемых технических и технологических решений для добывающей и/или нагнетательной скважин достигается, в частности, за счет: сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; повышения добычи продукции; сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования.

Цель изобретения достигается из-за следующих технических и технологических решений.

Вариант 1. Пакерная разъединяющая установка включает спущенные в ствол скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, насос, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока среды, ниппель для съемного клапана и один пакер, установленной выше пласта или между пластами, или несколько пакеров механического, гидравлического, гидромеханического или импульсного действия (спущенные одновременно или раздельно), размещенные выше и между пластами в любой комбинации, причем, по меньшей мере, один пакер соединен с одним или несколькими из элементов - якорем, телескопическим соединением, разъединителем, хвостовиком, фильтром. Насос соединен жестко или свободно с размещенным ниже его пакером и имеет наружный герметизирующий кожух, выполненный с возможностью изолирования приема насоса от затрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб, при этом выше кожуха насоса установлена скважинная камера со съемным клапаном, который выполнен с осевым сквозным или не сквозным каналом и радиальными отверстиями или двумя противоположными штуцерами со свободными или подпружиненными обратными клапанами с ограниченными ходами для исключения возможности перетока среды из одного пласта в другой.

Между скважинной камерой и насосом может быть установлен расходомер для измерения скорости потока и, соответственно, объема закачки жидкости насосом из верхнего пласта в нижний пласт.

Установка может включать несколько механических пакеров с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В ствол скважины может быть спущены на колонне труб несколько гидравлических пакеров и один механический пакер, или наоборот, с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В ствол скважины может быть спущены на колонне труб нижний гидромеханический или гидравлический пакер и один или несколько верхних механических пакеров с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В установке якорь пакера выполнен механического или гидравлического действия с возможностью временного несрабатывания от заданного внутреннего или внешнего, или внутреннего и внешнего давления.

В установке телескопическое соединение установлено или выше верхнего пакера для компенсации изменения длины колонны труб при эксплуатации, или между пакерами для последовательности и надежности срыва пакеров при их подъеме.

Вариант 2. Пакерная разъединяющая установка включает размещенные в стволе скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока добываемой или закачиваемой среды, ниппель для съемного клапана и несколько пакеров (спущенные одновременно или раздельно), размещенных выше и между пластами, причем, по меньшей мере, один из упомянутых пакеров выполнен гидравлического действия и соединен с одним или несколькими из элементов - якорем, телескопическим соединением, разъединителем, хвостовиком, насосом и состоит из одной или нескольких частей ствола с внутренними расточками, наружными проточками и радиальными отверстиями, цилиндра, образующего со стволом гидравлическую камеру, связанную с полостью ствола через радиальные отверстия, опорных гаек, манжет, кольца, конуса с плашками и плашкодержателем, связанным со стволом срезными винтами. Пакер гидравлического действия либо выполнен с возможностью временного несрабатывания от заданного внутреннего избыточного давления, причем для этого в его стволе установлена скользящая уплотняющая гильза с возможностью перемещения под механическим или гидравлическим воздействием, разобщения или соединения гидравлической камеры через радиальные отверстия с полостью ствола, соответственно, для временного исключения возможности срабатывания или обеспечения срабатывания пакера гидравлического действия при повышении давления в колонне труб, либо он выполнен с возможностью освобождения как механическим воздействием за счет срезания срезных винтов, так и гидравлическим воздействием для уменьшения нагрузки на колонну труб, причем для обеспечения возможности освобождения гидравлическим воздействием на нижней части ствола выполнены одно или несколько циркуляционных отверстий и радиальных каналов, в последних размещены упоры в виде кулачков, стопоров или шаров, при этом внутри ствола установлена скользящая уплотняющая втулка с наружной канавкой под упоры, а циркуляционные отверстия в стволе выполнены с возможностью соединения его полости с затрубным пространством при перемещении в стволе скользящей уплотняющей втулки с верхнего фиксированного до нижнего крайнего положения, при этом упоры в радиальных каналах ствола размещены с возможностью опоры через кольцо на срезные винты при верхнем фиксированном положении скользящей уплотняющей втулки для среза, а также с возможностью радиального перемещения в наружную канавку упомянутой втулки и свободного прохождения под кольцом, не срезая срезных винтов, при крайнем нижнем положении скользящей уплотняющей втулки для снятия дополнительной нагрузки на колонну труб при срыве пакера гидравлического действия.

Также в зависимости от параметров и характеристик скважины установка по варианту 2, в частности, может быть выполнена и применена в следующих различных вариантах.

Якорь выполнен механического или гидравлического действия с возможностью временного несрабатывания от заданного внутреннего или внешнего, или внутреннего и внешнего давления.

Телескопическое соединение установлено или выше верхнего пакера для компенсации изменения длины колонны труб при эксплуатации, или между пакерами для последовательности и надежности срыва пакеров при их подъеме.

Разъединитель над пакером выполнен гидравлического или механического действия с возможностью получения информации о его срабатывании без натяга колонны труб.

Пакер снизу оснащен одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для нижнего разобщенного объекта, состоящего из одного или нескольких пластов, при этом одна или несколько дополнительных скважинных камер со съемными клапанами установлены выше пакера для верхнего неразобщенного объекта, состоящего также из одного или нескольких пластов, с целью добычи или закачки среды через них при одновременно-раздельной эксплуатации, или отбора жидкости насосом из одного пласта по колонне труб и подачи ее в другой пласт при внутрискважинной закачке с возможностью замера расхода жидкости путем спуска расходомера в колонну труб над кожухом насоса.

В ствол скважины спущены на колонне труб, по меньшей мере, два пакера с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения между собой пластов и регулирования их параметров, при этом первый пакер снизу является гидравлического действия, а второй пакер - механического действия, который сажается от осевой нагрузки на него путем передачи полностью или частично веса колонны труб после проверки на герметичность снизу и/или сверху нижнего пакера гидравлического действия.

В ствол скважины спущены на колонне труб, по меньшей мере, два пакера с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами, для разобщения между собой пластов и регулирования их параметров, при этом первый пакер снизу является механического действия, срабатывающий от осевой нагрузки на него путем передачи полностью или частично веса колонны труб, а второй пакер - гидравлического действия, которой устанавливается после проверки на герметичность снизу и/или сверху нижнего пакера механического действия.

Установка включает несколько гидравлических пакеров с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами, для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В ствол скважины спущены на колонне труб нижний гидравлический пакер и один или несколько верхних механических пакеров с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В ствол скважины спущены на колонне труб несколько гидравлических пакеров с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров при этом количество срезных винтов, устанавливаемых на одном гидравлическим пакере, распределено для всех гидравлических пакеров.

В ствол скважины спущены на колонне труб, по меньшей мере, два гидравлических пакера с хвостовиком и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров, при этом, по крайней мере, над нижним гидравлическим пакером установлен разъединитель для возможности срыва и извлечения из скважины каждого гидравлического пакера в отдельности.

В ствол скважины спущены (одновременно, последовательно, раздельно) на колонне труб несколько гидравлических пакеров и один механический пакер, или наоборот, с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для разобщения пластов и регулирования их параметров.

В скважинных камерах съемные клапаны выполнены в виде регулятора с одним или двумя противоположными штуцерами.

Механический пакер установлен свободно или с упором под ним хвостовика на нижний установленный пакер, или на забой, или на якорь, или на имеющийся бурт ствола скважины, причем он состоит из ствола с наружным буртом или упором, переходника, уплотнительных колец и манжет, кожуха с резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов и наконечника, при этом для повышения надежности работы пакера снаружи переходника установлена регулировочная гайка с возможностью изменения свободного хода уплотнительных манжет и исключения вытекания верхней из них при ее деформации, а кожух сверху под уплотнительными манжетами выполнен с возможностью исключения вытекания нижней из них, причем наружный диаметр регулировочной гайки не меньше, чем наружный диаметр кожуха, а последняя, в свою очередь, больше, чем диаметр уплотнительных манжет, при этом ствол и кожух выполнены с возможностью фиксации относительно друг друга.

Скользящая уплотняющая гильза или втулка пакера дополнительно выполнена с радиальными каналами, в которых размещены взаимодействующие со стволом опоры в виде кулачков, стопоров или шаров, с возможностью опоры сверху на них ударного канатного инструмента при верхнем положении скользящей уплотняющий гильзы или втулки, а также радиального перемещения во внутреннюю расточку ствола при крайнем нижнем положении гильзы или втулки и освобождения ударного канатного инструмента вниз через себя для получения информации о перемещении гильзы или втулки вниз до упора.

Якорь, жестко соединенный со стволом пакера, состоит из муфты, корпуса с одним или несколькими рядами радиальных каналов, размещенных в них подпружиненных подвижных уплотненных плашек с ограниченными ходами за счет планки, установленных на корпусе, которые образуют со стволом кольцевой гидравлический канал, при этом для повышения надежности работы пакера на верхней части его ствола выполнены гидравлические отверстия и канавки, на последних установлены уплотнительные элементы, герметично разделяющие корпус на две части, верхняя из которых сообщена с полостью ствола пакера через гидравлические отверстия, а нижняя - под пакерным пространством через кольцевой гидравлический канал для обеспечения срабатывания якоря, как от внешнего, так и от внутреннего избыточного давления.

Ствол пакера жестко соединен с корпусом якоря между двумя его разделенными частями или рядами радиальных каналов, причем верхний из них сообщен с полостью ствола пакера через радиальные каналы, а нижний - под пакерным пространством через кольцевой гидравлический канал, для обеспечения срабатывания якоря, как от внешнего, так и от внутреннего избыточного давления.

Корпус якоря выполнен с одним или несколькими не осевыми гидравлическими каналами, при этом в радиальных каналах корпуса под подвижные уплотненные плашки установлены поршни, образующие с ними гидравлические камеры, разобщенные от полости ствола пакера и соединенные через не осевые гидравлические каналы с подпакерным пространством для обеспечения срабатывания якоря, как от внешнего, так и от внутреннего избыточного давления.

Ствол пакера сверху выполнен с дополнительными радиальными отверстиями, при этом между корпусом якоря и стволом пакера размещены взаимосвязанные между собой два поршня, причем полость, образующаяся над верхним поршнем герметично разобщена и заполнена жидкостью, а полость между поршнями гидравлически соединена с полостью ствола пакера через дополнительные радиальные отверстия, а полость под нижним поршнем гидравлически соединена с подпакерным пространством для обеспечения срабатывания якоря как от внешнего, так и от внутреннего избыточного давления.

Разъединитель содержит ствол и корпус с внутренними канавками, переходник, упор с внутренним и наружным буртами и радиальными каналами или пазами для фиксатора, скользящую уплотняющую гильзу со срезными винтами, уплотнительными кольцами, внутренней расточкой для радиального перемещения фиксатора, наружными канавками, внутренней нижней втулкой, зафиксированной в исходном положении и сменной верхней втулкой, зафиксированной стопорным кольцом, фиксатор в виде кулачков или шаров, уплотнительные манжеты в виде шевронных и фторопластовых или обрезиненных металлических колец, наконечник, стопор или цангу для исключения вращения ствола относительно корпуса, при этом для повышения надежности работы разъединителя в наружные канавки скользящей уплотняющей гильзы установлены несколько рядов уплотнительных колец, причем между двумя из них на корпусе выполнено, по меньшей мере, одно циркуляционное коническое или цилиндрическое отверстие с резьбой, соединяющее внутреннюю и наружную полости разъединителя при перемещении гильзы в корпусе с верхнего фиксированного до нижнего крайнего положения, для получения информации о срабатывании разъединителя, и одно или несколько резьбовых цилиндрических отверстий со срезными винтами над нижней или верхней наружной канавкой скользящей уплотняющей гильзы, для надежности фиксации ее исходного положения при спуске в скважину, скользящая уплотняющая гильза выполнена с радиальными каналами, размещенными в них взаимодействующими со стволом опорами в виде кулачков или шаров, с возможностью опоры сверху на нее ударного канатного инструмента при верхнем положении гильзы, а также радиального перемещения во внутреннюю расточку корпуса при крайнем нижнем положении гильзы и освобождении ударного канатного инструмента вниз через себя для получения информации о срабатывании разъединителя, переходник выполнен в виде центратора с увеличенным наружным диаметром и его наконечник выполнен в виде башмака повторного ввода или центратора с увеличенным наружным диаметром, упор выполнен с сообщающимися отверстиями, при этом высота нижней втулки внутри скользящей уплотняющей гильзы больше, чем ширина внутренней ее расточки для фиксатора, а расстояние от верхнего торца нижней втулки до упора скользящей уплотняющей гильзы при фиксированном ее положение срезными винтами не меньше, чем расстояние между нижним торцом скользящей уплотняющей гильзы при исходном ее положении и наружным буртом упора, причем при повторном спуске в скважину корпуса от разъединителя в его циркуляционном резьбовом отверстии установлена заглушка (пробка).

Разъединитель состоит из одной или нескольких частей ствола с буртами, посадочными поверхностями, радиальными отверстиями, кожуха с внутренними уплотнительными элементами, образующего со стволом верхнюю и нижнюю камеры, гидравлически связанные, соответственно, с полостью ствола и/или пространством за кожухом, упора со срезными винтами, фиксатора, корпуса, переходника, цилиндра с внутренними уплотнительными манжетами в виде шевронных и фторопластовых или обрезиненных металлических колец, цанги или башмака повторного ввода, при этом для повышения надежности работы разъединителя между кожухом и стволом фиксатор выполнен с возможностью фиксации кожуха относительно ствола не жестко при верхнем исходном положении и жестко или не жестко при нижнем рабочем положении, а также между кожухом и стволом размещен разобщитель в виде кольцевого поршня с упором его на бурт ствола, имеющего один или несколько наружных и внутренних уплотнительных элементов, причем под разобщителем на стволе выполнена канавка и в нее установлено стопорное кольцо для жесткой фиксации разобщителя, причем переходник и башмак повторного ввода выполнены в виде центратора.

На стволе разъединителя выполнены два ряда радиальных отверстий, гидравлически соединяющих соответствующие верхнюю и нижнюю герметичные камеры, причем между ними выполнено посадочное гнездо под съемный обратный клапан для обеспечения срабатывания разъединителя от избыточного давления в колонне труб.

Карман скважинной камеры сверху выполнен с внутренней канавкой для фиксатора и соответственно, съемный клапан выполнен с верхним фиксатором в виде цанги или разрезного пружинного кольца.

Вариант 3. Пакерная разъединяющая установка для эксплуатации пластов скважин включает размещенные в стволе скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, одну или несколько скважинных камер со съемными клапанами для потока добываемой или закачиваемой среды, ниппель для съемного клапана и несколько механических пакеров (спущенные одновременно или раздельно), размещенных выше и между пластами, причем, по меньшей мере, один из упомянутых механических пакеров соединен с одним или несколькими из элементов - якорем, телескопическим соединением, разъединителем, хвостовиком, насосом и состоит из ствола с наружным буртом или упором, переходника, уплотнительных колец и манжет, кожуха с резьбовыми радиальными отверстиями для срезных винтов и наконечника. Снаружи переходника установлена регулировочная гайка с возможностью изменения свободного хода уплотнительных манжет и исключения вытекания верхней из них при ее деформации, а кожух сверху под уплотнительными манжетами выполнен с возможностью исключения вытекания нижней из них, причем наружный диаметр регулировочной гайки не меньше, чем наружный диаметр кожуха, а последняя, в свою очередь, больше, чем диаметр уплотнительных манжет, кроме этого ствол и кожух выполнены с возможностью фиксации относительно друг друга. Каждый механический пакер в скважине установлен свободно или с упором под ним хвостовика на нижний свободной установленный механический пакер, или на забой, или на якорь, или на имеющийся бурт ствола скважины.

Также в зависимости от параметров и характеристик скважины установка по варианту 3, в частном случае, может быть выполнена и применена в следующих различных вариантах.

Механические пакера соединены с соответствующими хвостовиками и одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами, для разобщения пластов и регулирования их параметров.

Телескопическое соединение установлено между пакерами для последовательности и надежности срыва пакеров при их подъеме.

Нижний механический пакер снизу оснащен одной или несколькими скважинными камерами со съемными клапанами для нижнего разобщенного объекта, состоящего из одного или нескольких пластов, при этом одна или несколько дополнительных скважинных камер со съемными клапанами установлены выше верхнего механического пакера для верхнего объекта, состоящего также из одного или нескольких пластов, с целью добычи или закачки среды через них при одновременно-раздельной эксплуатации, или отбора жидкости насосом из одного пласта по колонне труб и подачи ее в другой пласт при внутрискважинной закачке с возможностью замера расхода жидкости путем спуска расходомера в колонну труб над кожухом насоса.

В скважинных камерах съемные клапаны выполнены в виде регулятора с одним или двумя противоположными штуцерами.

Карман скважинной камеры сверху выполнен с внутренней канавкой для фиксатора и соответственно, съемный клапан выполнен с верхним фиксатором в виде цанги или разрезного пружинного кольца.

Принципиальные виды установки и отдельных ее элементов для добывающих и/или нагнетательных пластов скважин в разных исполнениях приводятся на фиг.1-22, в частности: на фиг.1 изображена обобщенная схема многопакерной установки для добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной; на фиг.2 - пакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочей среды или внутрискважинной закачки насосом продукции из верхнего пласта в нижний пласт и/или добычи флюида из пластов; на фиг.3 - пакерная установка с заглушкой для закачки и/или добычи; на фиг.4 - то же самое, только с фильтром и/или отсоединенным разъединителем для добычи флюида; на фиг.5 - пакерная установка с опорой хвостовика на забой; на фиг.6 - пакер гидравлический с якорем; на фиг.7 - пакер гидравлический со скользящей уплотняющей гильзой; на фиг.8 - пакер гидравлический со скользящей уплотняющей втулкой; на фиг.9 - скользящая уплотняющая втулка или гильза со стопором; на фиг.10, 11, 12 - якорь пакера в трех исполнениях; на фиг.13 - разъединитель механического и гидравлического действия; на фиг.14 - разъединитель гидравлического действия, срабатывающий от внутреннего давления; на фиг.15 - разъединитель гидравлического действия, срабатывающий от внешнего давления; на фиг.16 - механический пакер; на фиг.17, 18 - съемный клапан для нагнетательной и добывающей скважин; на фиг.19 - скважинная камера со съемным клапаном; на фиг.20 - определение дебита верхнего неразобщенного пласта по фактическому забойному давлению, соответствующему динамическому уровню при совместной работе двух пластов; на фиг.21 - определение дебита верхнего разобщенного пласта по фактическому трубному (на глубине пласта или в приеме насоса, или на выходе насоса) или затрубному (над насосом) давлению, соответствующему динамическому уровню при совместной работе двух пластов; на фиг.22 - определение дебита верхнего пласта по замеренному динамическому уровню при совместной работе двух пластов.

Установка включает (фиг.1-5) в себя спущенную в ствол 1 скважины колонну труб 2 с открытым или заглушенным концом 3.

Для разобщения одного или нескольких (двух, трех и более) пластов, например А, Б и В, от полости труб 2 и ствола 1 скважины, колонна труб 2 оснащена либо одним 4 или 5 пакером, либо несколькими пакерами 4 и 5 или 4, 5 и 6.

Все пакеры 4, 5 и 6 спущены в скважину одновременно или последовательно (раздельно) и выполнены механического и/или гидравлического, или иного действия, без или со срезными винтами 7.

Либо выше или ниже, либо как выше, так и ниже пакеров 4, 5 и 6 (или для одного, или нескольких из них) установлены якоря 8 (например, см. фиг.1 для пакера 4), для исключения возможности перемещения пакера вверх или вниз, или же как вверх, так и вниз при его посадке и эксплуатации скважины, а также для создания упора при посадке механических пакеров. При этом якоря 8 могут быть выполнены как гидравлического, так и механического действия, без или с возможностью регулирования давления и/или усилия их срабатывания.

Под пакером 4 (см. фиг.4) или между пакерами 4, 5 (см. фиг.2), или же как под пакером 4, так и между пакерами 4 и 5 (см. фиг.5) или 4, 5 и 6 (см. фиг.1), спускается хвостовик из нескольких труб (НКТ) 2, без (см. фиг.2, 4) или с одной или несколькими скважинными камерами (в виде мандрели) 9, 10, 11, 12, 13, 14 со съемными клапанами 15, 16, 17, 18, 19, 20, для потока добываемой или закачиваемой среды, или же среды, добываемой из нижнего пласта и закачиваемой в верхний пласт.

Пакеры 4, 5 и 6 (или один, или несколько из них) в скважине могут быть оснащены сверху разъединителем 21 (см. фиг.1-4) и, в ряде случаев, разъединителями 21, 22 или 21, 22 и 23 (фиг.1).

Разъединитель состоит из двух съемной и несъемной частей, предназначенных для возможности отсоединения колонны труб 2 от посаженного, например пакера 4 (см. фиг.4), а затем спуска в скважину на колонну труб 2 последующего верхнего пакера 5 с хвостовиком из нескольких труб 2 и съемной частью разъединителя для повторного жесткого или не жесткого, но герметичного соединения колонны труб 2 с нижним установленным пакером 4 (см. фиг.1, 5).

Колонна труб 2 может иметь один 24 (см. фиг.4) или несколько (см. фиг.1) ниппелей 24, 25, 26, 27 (выполненных отдельно или совмещенных с разъединителями) для съемного или несъемного клапана (в частности, обратного клапана и пр.) с целью опрессовки колонны труб 2 и, в ряде случаев, для регулирования режимов эксплуатации пласта или пластов.

Колонна труб 2 или насос 28 (ЭЦН, ШГН, НС, ГПН и пр.) не имеет (см. фиг.1) или имеет наружный кожух "К" (см. фиг.2), имеющий герметичный подвод для силового кабеля. Также колонна труб 2 может быть оснащена между пакерами 4, 5 и 6 (фиг.1) или 4 и 5 (фиг.5), и/или над верхним пакером 5 или 6 телескопическим соединением (температурным компенсатором) 29, 30 для снятия напряжения колонны труб 2, уменьшения вибрации насоса 28 в насосной скважине, повышения надежности пакеров 4, 5, 6 при ОРЭ, а также для последовательности срыва пакеров 4, 5, 6 (за счет телескопического хода) при подъеме многопакерной скважинной установки ОРЭ.

Выше пакера 6 (см. фиг.1) или 5 (см. фиг.5) над верхним пластом установлена одна 31 или несколько 31, 32 скважинных камер со съемными клапанами 33 или 33, 34 для освоения, эксплуатации, стабилизации уровня, регулирования давления, глушения и промывки скважины, а также замены раствора частично или полностью на нефть (ингибитор) против коррозии и замерзания среды.

В зависимости от способа и условий эксплуатации скважины установка может быть выполнена в следующих различных исполнениях:

В ствол 1 скважины спущен и между ее двумя эксплуатационными объектами (пластами) А и Б (см. фиг.2, 3) или А и Б, Б и В (см. фиг.1) посажен один (механический, гидравлический, гидромеханический, импульсный) пакер 4 или 4, 5, без или с гидравлическим якорем 8, и хвостовиком из нескольких труб 2.

Хвостовик из нескольких труб 2 может быть снизу оснащен ниппелем 24 для клапана 35 (фиг.2, 4) или заглушкой 3 (фиг.1, 3, 5) и одной или несколькими скважинными камерами 9, 10 со съемными клапанами 15, 16 для нижнего разобщенного объекта А. Здесь одна или несколько скважинных камер 11, 12 со съемными клапанами 17, 18 (см. фиг.3) могут быть установлен