Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины (варианты) Российский патент 2024 года по МПК F04D13/10 E21B34/10 

Заявленное изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) многопластовой скважины.

Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, размещенный вдоль колонны лифтовых труб, хвостовик, пакеры, разобщающие скважину на участки, включающие пласты скважины, электропогружной насос с входным модулем и кожухом, окружающим электродвигатель вместе с кабелем и заканчивающим на входном модуле электропогружного насоса, и наземный блок управления. На кожухе выполнен узел герметичного ввода кабеля. В хвостовике выполнены каналы, последние сообщаются с определенным пластом, в которых размещены электроклапаны и манометры, функционально связанные с блоком управления (патент РФ №2339795, насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, МПК E21B 43/14, опубликован 27.11.2008).

Известно устройство для извлечения флюидов в скважине, содержащее несколько трубчатых элементов, расположенных один в другом и соединенных друг с другом с образованием, по меньшей мере, одного центрального канала и, по меньшей мере, двух кольцевых каналов с возможностью направления потоков флюидов из разных интервалов в разные концентрические каналы, причем с каждым из каналов связан клапан, выполненный с возможностью независимого управления потоком флюида из соответствующего канала. Клапаны размещены в стволе скважины с обеспечением возможности раздельного перемещения указанных потоков флюидов через концентрические каналы и дальнейшего избирательного смешивания потоков флюидов из всех каналов. Устройство содержит, по меньшей мере, один датчик, предназначенный для измерения, по меньшей мере, одного параметра добываемого флюида, выбранного из группы, включающей давление, температуру, химический состав, содержание воды, рН, твердых частиц, склонных к образованию твердого осадка, и удельное сопротивление, а также контроллер, расположенный в стволе скважины. (патент РФ №2320850, интеллектуальная внутрискважинная клапанная система для управления извлечением флюидов из нескольких интервалов скважины и способ управления таким извлечением флюидов, МПК E21B 34/06, E21B 43/14, опубликован 27.03.2008).

Известна двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны, которая 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 (патент РФ №2651714, двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны, МПК E21B 33/12 опубликован 23.04.2018).

Известна клапанная насосная установка для ОРЭ многопластовой скважины, выбранная в качестве прототипа, содержащая спускаемые в обсадную трубу скважины на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с погружным электроприводом и электрическим кабелем связи, трубчатые элементы, расположенные один в другом с образованием центрального и кольцевого каналов потоков флюида из пластов скважины, блок раздельного учета потоков флюида из пластов, включающий последовательно соединенные процессор, корпус с обособленными каналами, в которых размещены регулировочные клапаны с электроприводами, золотниковые затворы с запорными седлами и, по меньшей мере, один датчик измерения физических параметров пластового флюида, функционально связанные с процессором, и стыковочный узел, герметично соединенный с трубчатым элементом на выходе центрального канала, пакер и хвостовик с заборщиком флюида из нижнего пласта, закрепленным пакером в обсадной трубе. Блок раздельного учета потоков флюида соединен патрубком с погружным электроприводом, на торце которого установлен блок телеметрии, соединенный кабелем связи с процессором. В стенках каждого канала корпуса выполнены окна выхода флюида из соответствующих каналов корпуса в полость смешивания потоков флюидов, сообщающуюся с центробежным насосом (патент РФ №2482267, система регулирования дебита скважины, МПК E21B 43/12, опубликован 20.05.2013).

Недостатком известных на текущем уровне техники решений является низкая пропускная способность электроклапанов, отсутствие возможности защиты глубинно-насосного оборудования от механических примесей, отсутствие возможности предотвращения осложнений при эксплуатации установки.

Основной задачей заявленного решения является повышение эффективности установки для ОРЭ многопластовой скважины, а также повышение надежности эксплуатации многопластовой скважины.

Техническим результатом установки является увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки для ОРЭ многопластовой скважины, защита глубинно-насосного оборудования от механических примесей, предотвращение осложнений при эксплуатации установки.

Кроме того техническим результатом установки является пропуск скважинной жидкости при засорении нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров, герметичное размещение кабеля связи, соединяющего погружной блок телемеханической системы и верхний электроклапан, фиксирование и механическая защита кабеля связи от повреждений, открытие верхнего и нижнего электроклапанов, настройка программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.

Увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки достигается расположением нижнего и верхнего электроклапанов последовательно друг над другом и соединением вышеуказанных электроклапанов между собой соединительной муфтой.

Защита глубинно-насосного оборудования от механических примесей достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров.

Предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины по первому варианту достигается расположением под нижним саморегенерирующимся фильтром стыковочного инструмента, имеющим колокол и шток, между которыми размещена манжета, благодаря чему обеспечивается герметичное растяжение или сжатие колокола и штока.

Предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины по второму варианту достигается размещением под нижним саморегенерирующимся фильтром стыковочного инструмента, имеющего шток и манжету, которая размещена между штоком и проходным каналом нижнего пакера, благодаря чему обеспечивается герметичное растяжение или сжатие штока и отсутствует зона скопления шлама над нижним пакером.

По одному из вариантов пропуск скважинной жидкости при засорении нижнего и верхнего самогенерирующихся фильтров достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижней и верхней байпасных систем.

По одному из вариантов измерение объема скважинной жидкости нижнего и верхнего пластов достигается размещением на приеме нижнего и верхнего электроклапанов нижнего и верхнего глубинных расходомеров.

По одному из вариантов герметичное размещение кабеля связи, соединяющего погружной блок телемеханической системы и верхний электроклапан, достигается тем, что верхний пакер содержит дополнительный проходной канал.

По одному из вариантов фиксирование и механическая защита кабеля связи от повреждений достигается тем, что кабель связи размещен в кабель-канале кожуха нижнего и верхнего электроклапанов.

По одному из вариантов открытие верхнего и нижнего электроклапанов достигается размещением автоматизированного комплекса в кожухе нижнего и верхнего электроклапанов.

По одному из вариантов настройка программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности достигается оснащением установки автоматизированной системой.

На фиг.1 и фиг.2 показана схема установки для ОРЭ многопластовой скважины. Цифрами на схемах обозначены: 1 - воронка, 2 - нижний пакер, 3 - шток, 4 - колокол, 5 - манжета, 6 - нижний саморегенирирующийся фильтр, 7 - нижний электроклапан, 8 - верхний электроклапан, 9 - верхний саморегенирирующийся фильтр, 10 - кабель связи, 11 - верхний пакер, 12 - патрубок, 13 - погружной блок телемеханической системы (ТМС), 14 - погружной электродвигатель (ПЭД), 15 - силовой кабель, 16 - электроприводной центробежный насос (ЭЦН), 17 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 18 - станция управления, 19 - нижний пласт, 20 - верхний пласт.

ЭЦН 16 размещен в верхней части установки, служит для извлечения скважинной жидкости. ЭЦН 16 оснащен ПЭД 12, выполняющим функцию привода ЭЦН 16, и погружным блоком ТМС 13, служащим для управления нижним 7 и верхним 8 электроклапанами, измерения значений давления, температуры и объема скважинной жидкости на приеме ЭЦН 16. Силовой кабель 15 проложен от ПЭД 14 до станции управления 18, размещенной на устье скважины, и служит для подачи напряжения на ПЭД 14 и погружной блок ТМС 13, передачи сигнала управления от станции управления 18 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов, передачи замеренных значений давления, температуры и объема скважинной жидкости от датчиков (на фиг. не показаны) верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов на станцию управления 18.

Патрубок 12 размещен под погружным блоком ТМС 13 и служит для выхода скважинной жидкости из трубного в затрубное пространство скважины.

Верхний пакер 11 размещен под патрубком 12 и служит для разобщения затрубного пространства над верхним пластом 20.

Под верхним пакером 11 в кожухе размещены последовательно над другом верхний 8 и нижний 7 электроклапаны, соединенные между собой соединительной муфтой, благодаря чему обеспечивается увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки для ОРЭ многопластовой скважины. Через верхний 9 и нижний 6 саморегенерирующиеся фильтры верхний 8 и нижний 7 электроклапаны сообщены с внутрискважинным пространством. Верхний электроклапан 8 служит для регулирования и учета скважинной жидкости: отсечения притока скважинной жидкости с верхнего пласта 20 и измерения основных параметров скважинной жидкости верхнего пласта 20. Нижний электроклапан 7 служит для регулирования и учета скважинной жидкости: отсечения притока скважинной жидкости с нижнего пласта 19 и измерения основных параметров скважинной жидкости нижнего пласта 19. Верхний 8 и нижний 7 электроклапаны оснащены штуцирующими механизмами (на фиг. не показаны) для одновременно-раздельного регулирования количества скважинной жидкости верхнего 20 и нижнего 19 пластов.

Верхний саморегенерирующийся фильтр 9 позволяет защитить прием верхнего электроклапана 8 и глубинно-насосное оборудование от механических примесей. Нижний саморегенерирующейся фильтр 6 позволяющий защитить прием нижнего электроклапана 7 и глубинно-насосное оборудование от механических примесей.

Кабель связи 10 проложен от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов, служит для передачи сигнала управления от погружного блока ТМС 13 к верхнему 8 и нижнему 7 электроклапанам, а также для передачи замеренных значений давления, температуры и объема скважинной жидкости от датчиков (на фиг. не показаны) верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов на погружной блок ТМС 13.

Разъединительный узел, состоящий из колокола 4, штока 3 и манжеты 5, расположен под нижним саморегенерирующимся фильтром 6 и служит для соединения верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов с нижним пакером 2, размещенным в нижней части установки, а также для соединения с шевронными пакетами и возможностью герметичного телескопического соединения. Колокол 4 сообщается с нижним саморегенерирующимся фильтром 6 и нижним электроклапаном 7.

Верхний 11 и нижний 2 пакеры оснащены якорными устройствами для фиксирования их в стволе скважины.

Воронка 1 размещена под нижним пакером 2.

По первому варианту стыковочный инструмент содержит манжету 5, которая размещена между колоколом 4 и штоком 3. Манжета 5 служит для герметичного скольжения при растяжении или сжатии колокола 4 и штока 3 и предотвращения осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины.

По второму варианту стыковочный инструмент содержит манжету 5, которая размещена между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2. Манжета 5 служит для герметичного скольжения при растяжении или сжатии штока 3, предотвращения осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины и обеспечивает отсутствие зоны скопления шлама над нижним пакером.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов имеются байпасные системы, позволяющие пропускать скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов имеются глубинные расходомеры, позволяющие измерять объем скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов.

По одному из вариантов кабель связи 10 проложен через дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 для возможности герметичного размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.

По одному из вариантов кабель связи 10 размещен в кабель-канале кожуха верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов для фиксирования и механической защиты кабеля связи 10 от повреждений.

По одному из вариантов в кожухе верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов размещен автоматизированый комплекс для открытия верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.

По одному из вариантов установка для ОРЭ многопластовой скважины оснащена автоматизированной системой для настройки программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.

Монтаж установки по первому варианту выполняют следующим образом.

Первым этапом монтируют нижнюю часть, а именно воронку 1, нижний пакер 2 с якорным устройством, шток 3, колокол 4 и манжету 5, размещенную между колоколом 4 и штоком 3 разъединительного узла, и спускают в ствол скважины на технологических НКТ. При достижении определенного интервала скважины, когда нижний пакер 2 будет между нижним 19 и верхним 20 пластами, производят установку нижнего пакера 2, затем колокол 4 и манжету 5 отсоединяют от штока 3 и поднимают из ствола скважины. При этом воронка 1, нижний пакер 2 и шток 3 остаются в скважине.

Вторым этапом монтируют верхнюю часть, а именно колонну НКТ 17 ЭЦН 16, ПЭД 14, погружной блок ТМС 13, патрубок 12, верхний пакер 11, верхний 7 и нижний 8 электроклапаны соединяют друг с другом с помощью соединительной муфты, колокол 4. Прокладывают кабель связи 10 от нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов до погружного блока ТМС 13.

Прокладывают силовой кабель 15 от ПЭД 14 до станции управления 18. Собранную верхнюю часть спускают в скважину на колонне НКТ 17, стыкуют со штоком 3 и манжетой 5, при этом манжета 5 размещена между штоком 3 и колоколом 4 и предотвращает осложнения при эксплуатации установки.

Производят установку верхнего пакера 11.

Монтаж установки по второму варианту выполняют следующим образом.

Первым этапом монтируют нижнюю часть, а именно нижний пакер 2 с якорным устройством, инструмент установочный (на фиг. не показан) и спускают в ствол скважины на геофизическом кабеле или койлтюбинге или НКТ. При достижении определенного интервала скважины, когда нижний пакер 2 будет между нижним 19 и верхним 20 пластами, производят установку нижнего пакера 2. Инструмент установочный отсоединяют от нижнего пакера 2 и поднимают на поверхность.

Вторым этапом монтируют воронку 1, шток 3, манжету 5, размещенную между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2, колокол 4. Далее монтируют колонну НКТ 17 ЭЦН 16, ПЭД 14, погружной блок ТМС 13, патрубок 12, верхний пакер 11, верхний 7 и нижний 8 электроклапаны соединяют друг с другом с помощью соединительной муфты. Прокладывают кабель связи 10 от нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов до погружного блока ТМС 13.

Прокладывают силовой кабель 15 от ПЭД 14 до станции управления 18. Собранную нижнюю часть спускают в скважину на колонне НКТ 17, стыкуют шток 3 с нижним пакером 2, при этом манжета 5 размещена между штоком 3 и проходным каналом нижнего пакера 2 и предотвращает осложнения при эксплуатации установки.

Производят установку верхнего пакера 11.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов размещают байпасные системы, которые пропускают скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов размещают глубинные расходомеры, которые измеряют объем скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель связи 10 прокладывают через дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 для герметичного размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель связи 10 прокладывают через кабель-канал кожуха нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов для фиксирования и механической защиты кабеля связи 10 от повреждений.

По одному из вариантов в кожухе верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов размещен автоматизированый комплекс для открытия верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.

По одному из вариантов установку для ОРЭ многопластовой скважины оснащают автоматизированной системой для настройки программ ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.

Установка для ОРЭ многопластовой скважины по первому и второму вариантам работает следующим образом.

После окончания монтажа установку для ОРЭ многопластовой скважины запускают. От станции управления 18, размещенной на устье, по силовому кабелю 15 подается напряжение, под действием которого запускается ПЭД 14, приводящий в действие ЭЦН 16, который извлекает скважинную жидкость на устье скважины по колонне НКТ 17.

Блок ТМС 13 управляет нижним 7 и верхним 8 электроклапанами через кабель связи 10.

В процессе эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины происходит увеличение или уменьшение температуры скважинной жидкости, что влияет на растяжение или сжатие колокола 4 и штока 3.

Скважинная жидкость, извлекаемая из верхнего пласта 20, всасывается радиальными каналами через верхний саморегенерирующийся фильтр 9, через верхний электроклапан 8, попадает в проходной канал верхнего пакера 11, выходит в затрубное пространство через патрубок 12, после чего попадает на прием ЭЦН 16. Скважинная жидкость из нижнего пласта 19 всасывается воронкой 1, после чего попадает в шток 3, далее в нижний саморегенерирующийся фильтр 6 и нижнего электроклапана 7, далее проходит мимо верхнего электроклапана 8, попадает в проходной канал верхнего пакера 11, выходит в затрубное пространство через патрубок 12, после чего попадает на прием ЭЦН 16. На приеме ЭЦН 16 скважинная жидкость, извлекаемая из нижнего 19 и верхнего 20 пластов, смешивается. Погружным блоком ТМС 13 производится замер показаний давления, температуры и объема скважинной жидкости на приеме насоса ЭЦН 16. При прохождении скважинной жидкости через проходные каналы нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, производятся замеры параметров скважинной жидкости датчиками контрольно-измерительных приборов (на фиг. не показаны), которые передают замеренные параметры по кабелю связи 10 на погружной блок ТМС 13, далее погружной блок ТМС 13 передает замеренные параметры по силовому кабелю 15 на станцию управления 18. Штуцирующие механизмы (на фиг. не показаны) нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов позволяют одновременно-раздельно регулировать количество скважинной жидкости верхнего 20 и нижнего 19 пластов, смешиваемой во внутрискважинном пространстве перед всасыванием ее ЭЦН 16.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины байпасные системы, размещенные на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, пропускают скважинную жидкость по байпасным каналам при засорении нижнего 6 и верхнего 9 самогенерирующихся фильтров.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины глубинные расходомеры, размещенные на приемах нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов, измеряют объем добываемой скважинной жидкости нижнего 19 и верхнего 20 пластов.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины дополнительный проходной канал верхнего пакера 11 обеспечивает герметичность размещения кабеля связи 10, проложенного от погружного блока ТМС 13 до верхнего 8 и нижнего 7 электроклапанов.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины кабель-канал кожуха нижнего 7 и верхнего 8 электроклапанов фиксирует и механически защищает кабель связи 10 от повреждений.

По одному из вариантов установки для ОРЭ многопластовой скважины автоматизированный комплекс открывает верхний 8 и нижний 7 электроклапаны.

По одному из вариантов установку для ОРЭ многопластовой скважины автоматизированная система настраивает программы ОРЭ многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора на поверхности.

По первому варианту при необходимости демонтажа установки для ОРЭ многопластовой скважины первым этапом поднимают ее верхнюю часть, которая включает в себя колокол 4 с манжетой 5, нижний саморегенерирующийся фильтр 6, нижний электроклапан 7, верхний электроклапан 8, верхний саморегенерирующийся фильтр 9, кабель связи 10, верхний пакер 11, патрубок 12, погружной блок ТМС 13, ПЭД 14, ЭЦН 16, силовой кабель 15, НКТ 16. Вторым этапом производится извлечение нижней части установки, а именно воронки 1, штока 3, нижнего пакера 2 и манжеты 5.

По второму варианту при необходимости демонтажа установки для ОРЭ многопластовой скважины первым этапом поднимают ее верхнюю часть, которая включает в себя воронку 1, шток 3, манжету 5, колокол 4, нижний саморегенерирующийся фильтр 6, нижний электроклапан 7, верхний электроклапан 8, верхний саморегенерирующийся фильтр 9, кабель связи 10, верхний пакер 11, патрубок 12, погружной блок ТМС 13, ПЭД 14, ЭЦН 16, силовой кабель 15, НКТ 16. Шлам, скопленный над нижним пакером 2 в процессе эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины, падает в ствол скважины, обеспечивая безаварийное извлечение нижнего пакера 2 на поверхность и предотвращение осложнений при эксплуатации установки для ОРЭ многопластовой скважины. Вторым этапом спускают инструмент установочный (на фиг. не показан) в ствол скважины на геофизическом кабеле или койлтюбинге или НКТ и извлекают нижний пакер 2.

Заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность установки для ОРЭ многопластовой скважины, а также повысить надежность эксплуатации многопластовой скважины.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) многопластовой скважины. По первому варианту установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны. Верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий колокол и шток, между которыми размещена манжета. По второму варианту установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны. Верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий шток и манжету, которая размещена между штоком и проходным каналом нижнего пакера. Техническим результатом установки является увеличение проходного канала и повышение пропускной способности установки для ОРЭ многопластовой скважины, защита глубинно-насосного оборудования от механических примесей, предотвращение осложнений при эксплуатации установки. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны, отличающаяся тем, что верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий колокол и шток, между которыми размещена манжета.

2. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, электроприводной центробежный насос, погружной электродвигатель, верхний и нижний пакеры, верхний и нижний электроклапаны, отличающаяся тем, что верхний и нижний электроклапаны расположены последовательно друг над другом, соединены между собой соединительной муфтой, на приеме верхнего и нижнего электроклапанов расположены соответственно верхний и нижний саморегенерирующиеся фильтры скважинной жидкости, под нижним саморегенерирующимся фильтром расположен стыковочный инструмент, имеющий шток и манжету, которая размещена между штоком и проходным каналом нижнего пакера.

3. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1, 2, отличающаяся тем, что на приеме каждого электроклапана имеется байпасная система.

4. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-3, отличающаяся тем, что на приеме каждого электроклапана имеется глубинный расходомер.

5. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-4, отличающаяся тем, что верхний пакер содержит дополнительный проходной канал.

6. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что имеет в конструкции электроклапанов кабель-канал.

7. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-6, отличающаяся тем, что в кожухе верхнего и нижнего электроклапана расположен автоматизированный комплекс, выполненный с возможностью открытия и закрытия электроклапанов.

8. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по любому из пп. 1-7, отличающаяся тем, что оснащена автоматизированной системой, выполненной с возможностью настраивать программы одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины по определенному режиму работы без участия оператора.