Результат интеллектуальной деятельности: ГЛУБИННЫЙ КЛАПАН-ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ ПОТОКОВ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ДЛЯ РАЗНЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ВАРИАНТЫ)

.

Изобретение относиться к нефтедобывающей отрасли и может найти применение на новых и уже эксплуатируемых, наклонных и горизонтальных, автономных, шельфовых, не обустроенных скважинах и месторождениях.

Главной задачей изобретения является внедрить технологии, снижающие себестоимость добычи каждой тонны нефти за счет энергосбережения и сокращения капитальных затрат на промысловую инфраструктуру и оборудование. Энергосбережение предполагается обеспечивать несколькими методами, в том числе;

- применением технологий по одновременно - раздельной добыче нефти с двух пластов в одной скважине,

- по одновременно - раздельной добыче нефти с двух разных и отдаленных участков одного пласта в одной горизонтальной или двуствольной скважине,

- применением технологий с исключением подъема на поверхность никому не нужной попутной воды на любых обводненных и автономных скважинах и малых месторождениях.

Известны способы добычи нефти с помощью подземных насосов, газлифта, эрлифта, в которых скважина используется в качестве колодца. Возросший уровень и разнообразие скважинного оборудования, позволяет внедрять технологии добычи нефти с более широким использованием эксплуатационных колонн в скважинах. Например, вполне реально и экономически более выгодно добывать нефть без подземных насосов, эксплуатировать в одной скважине сразу два пласта, а также справиться с главным врагом экономики нефтедобычи, - обводненностью. Одним из прототипов является устройство для добычи нефти (RU №138689 U1, опубликован 20.03.2014), которое позволяет вести одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов в одной скважине двумя ЭЦН. Недостатком этой технологии является приблизительность учета и мониторинга притока каждого из пластов при одновременной работе двух насосов. Компоновка подземным оборудованием очень перегружена. Отказ любой единицы оборудования чреват затратными простоями. Аналогичная по функциям и недостаткам является насосная установка с отсекателем (RU №2549946 С1, опубл. 10.05.2015). Близким техническим решением является способ эксплуатации скважины (RU №2382181, опубл. 20.02.2010). В данной технологии также эксплуатируются два пласта, но один из них, как добывающий, а другой как принимающий нагнетаемую отсепарированную в полости скважины попутную воду из первого пласта. Способ также перегружен оборудованием. Проблема обводненности в этом случае решается частично. Практически во всех подобных технологиях присутствует клапан-отсекатель (RU №2011797, опубл. 30.04.1994; RU №2172816, опубл. 27.08.2001; RU №2150083, опубл. 09.01.2001), или обратный клапан (RU №2249098, опубл. 27.03.2005). При этом, главной функцией клапанов-отсекателей, разных по надежности конструкций, является закрыть-открыть гидравлическую связь между двумя полостями скважины, над клапаном и под клапаном.

1. Поставленная задача достигается тем, что разработанный глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине 1, позволит применять несколько новых способов эксплуатации скважин. Клапан-переключатель 1 является 4-х позиционным клапаном, и обеспечивает гидравлическую связь трех полостей в скважине; над клапаном, под клапаном и за клапаном. На Фиг. 1А эти полости обозначены: полость А, полость Б и полость В. Например, в первой позиции все полости гидравлически разобщены. Во второй позиции полость В перекрыта, а полость А гидравлически сообщается только с полостью Б. В третьей позиции наоборот полость Б перекрыта, а полость А гидравлически сообщается только с полостью В. В четвертой позиции полость А гидравлически сообщается одновременно и с полостью Б, и с полостью В

Глубинный клапан переключатель 1 включает цилиндрический корпус 2, имеющий разно размерный по участкам внутренний диаметр. В утолщенной его части 3 имеется ряд циркуляционных отверстий 4. Переключатель 1 включают либо в компоновку потайной не цементируемой колонны (хвостовика) 5 (Фиг. 2), либо в компоновку не цементируемого хвостовика 6 (Фиг. 3, 4, 5, 6), например, в горизонтальных скважинах. Поэтому корпус 2 по концам снабжен соответствующими резьбами. Внутри корпуса 2, размешается полый, закрытый снизу шток 7. Шток 7 имеет разно размерный по участкам наружный диаметр. Наибольший диаметр имеется на участке в нижней части штока 7, и равен, с учетом допусков и размещения уплотнительных резиновых колец, наименьшему диаметру корпуса 2. в нижней части штока 7, по окружности, расположен ряд циркуляционных отверстий 9. Шток 7 вверху соединен с колонной НК Т10 (Фиг. 1Б), либо с втулкой 11 командоаппарата 12 по управлению переключателя 1 (фиг. 1А).

Управление позициями переключателя производят тремя методами. В первом случае, когда шток 7 жестко соединяют с управляющей колонной НКТ 10, монтаж переключателя 1 в скважине осуществляют в два этапа. Первым рейсом в скважину спускают хвостовик 5, либо 6, только с корпусом 2 переключателя 1. Фиксируют его и отсоединяются. Вторым рейсом в скважину спускают управляющую колонну НКТ 10 с присоединенным к ней штоком 7. На устье скважины устанавливают подъемный механизм, например домкрат, при помощи которого, в заданных пределах, выставляют «голову» колонны НКТ 10 соответственно необходимой позиции переключателя. В этом случае можно осуществлять эксплуатацию скважины только компрессорным способом. В двух других случаях, переключатель 1 доукомплектовывают специальным командоаппаратом 12. Командоаппарат 12 представляет собой совокупный обособленный механизм нескольких узлов, включающий втулку 11, соединенную с штоком 7, имеющую наружный диаметр чуть меньше внутреннего диаметра корпуса 2. На наружной поверхности втулки 11 выполнен замкнутый по окружности фигурный паз 13. Диапазон перемещения штока 7 с втулкой 11 в корпусе 2, ограничен выступами 14 на внутренней поверхности корпуса 2. Длину диапазона рассчитывают с учетом длины рабочей поверхности втулки 11 и длины пружины 15. В корпусе 2, напротив фигурного паза 13 втулки 11, устанавливают один следящий палец 16.

Командоаппарат 12 работает «по принципу авторучки»; нажал на шток 7, пружина 15 сжалась, втулка 11, двигаясь вниз по фигурному пазу 13, проворачивается. Сняли давление; втулка 11 пружиной 15 выталкивается вверх по направлению паза 13, до упора в палец 16. Переключатель встал в другую позицию. В случае необходимости переключения еще в какую-либо позицию, задают количество нажатий и отпусканий давления, от одного до трех. При четвертой попытке мы вернемся в начальную позицию. Позиции чередуются последовательно и бесконечно.

Управление переключением командоаппарата 12 может осуществляться либо механически, либо гидравлически (второй и третий метод). Т.е., либо нажатие на седло 17 штока 7, производят разгрузкой веса колонны НКТ 10. Либо в седло 17 размещают управляющий шар 18, и нажатие на седло 17 производят избыточным давлением в полости А эксплуатационной колонны 19.

Применение клапана-переключателя потоков жидкости 1 на нефтяных месторождениях позволит эксплуатировать скважины несколькими новыми способами.

2. Способ добычи безводной нефти с применением глубинного клапана-переключателя потоков жидкости по п. 1 (Фиг. 2). Способ применим в любых эксплуатационных скважинках, где существует проблема обводненности, и осуществляется следующим образом. В скважине эксплуатационную колонну 19 дополнительно перфорируют в интервале пласта 20, который условно можно назвать дренажным, и в который планируют сбрасывать попутную воду нефти из продуктивного пласта. В район верхнего пласта 20, с перекрытием интервала перфорации 21, спускают потайную колонну (хвостовик) 5 из обсадных труб. В состав колонны включают узел разъединения 22, два заколонных, предпочтительно набухающих пакера 23; один выше, другой ниже интервала перфорации 21, якорь 24 и клапан-переключатель потоков жидкости 1 с командоаппаратом 12. Узлы колонны активизируют и проверяют. Устье скважины оборудуют специальной фонтанной арматурой, доукомплектованной домкратом достаточной грузоподъемности и длиной хода не менее 500 мм. При этом в фонтанной арматуре любое перемещение «головы» колонны НКТ 10 должно происходить без разгерметизации системы. При спуске колонны НКТ 10 в скважину, длину колонны подгоняют так, чтобы управлять командоаппаратом 12. Переключатель 1 кратковременными разгрузками с последующим приподъемом колонны НКТ 10, устанавливают во вторую позицию (открыт низ, закрыт бок), открывая продуктивный пласт 25, и перекрывая дренажный пласт 20. Компрессором, снижают уровень и вызывают приток. Нефть с водой будет заполнять полость А. По законам гравитации, нефть будет всплывать гораздо быстрее воды. Причем образованию стойкой водонефтяной эмульсии нет причин. Нет ни интенсивного перемешивания, как в насосах, нет ни низкой, как на поверхности, температуры. По завершению заполнения, кратковременными разгрузками с последующим приподъемом колонны НКТ 10, переключают клапан в первую позицию (все закрыто). Присоединяют компрессор к межколонной (между э/к и НКТ) полости, и выдавливают всплывшую нефть на поверхность в нефтесбор. Выдавливание производят через промывочные отверстия 26 в колонне НКТ 10. Глубину установки промывочных отверстий 26 определяют перед спуском управляющей колонны НКТ расчетным путем, либо пробным, при экспериментальном освоении. После этого, кратковременными разгрузками с последующим приподъемом колонны НКТ, переключают клапан в третью позицию (открыт бок, закрыт низ), при которой продуктивный пласт 25 перекрывается, а дренажный 20 открывается. Затем, компрессором, одновременно и в колонну НКТ, и в межколонное пространство, закачивают сжатый азотный воздух, задавливая им в дренажный пласт 20, отстоявшуюся над клапаном пластовую воду. Время и объем задавливания определяют расчетным, либо пробным путем при освоении. Оставшийся объем смешанной жидкости целесообразно оставлять в скважине. Он добавится к объему притока жидкости в последующем цикле. Операции задавливания воды и выдавливания нефти, могут быть не строго попеременными. В сильно обводненных скважинах, например, целесообразно задавливать и снова вставать на приток несколько раз, и только с накапливанием достаточного объема чистой нефти, выдавливать ее на поверхность. И, наоборот, на скважинах с низкой обводненностью, несколько раз забирать нефть и только потом задавливать накопившуюся воду.

3. Способ одновременно-раздельной добычи нефти с двух разных участков пласта в горизонтальной скважине, построенной под технологию с применением глубинного клапана-переключателя потоков жидкости по п. 1 (Фиг. 3). Эксплуатационную колонну 19 спускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют. Бурят протяженный горизонтальный ствол 27 долотом меньшего диаметра. В пробуренный ствол спускают составной не цементируемый хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен клапан-переключатель 1 с командоаппаратом 12, над которым размещают управляющий шар 18. «Голову» колонны комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика 28 устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. По окончанию спуска хвостовика, узлы его активизируют и проверяют. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают глубинный насос 33, ШГН или ЭЦН. Созданием давления в межколонке (экс. колонна и НКТ) переключатель 1 устанавливают во вторую позицию (низ открыт, бок закрыт). Величина избыточного давления должна быть достаточной для переключения, но не выше давления опрессовки кабельного ввода насосной установки. Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры добычи из удаленного участка пласта 34. Останавливают добычу. Устанавливают переключатель 1 в третью позицию (открыт бок, закрыт низ). Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры добычи из ближнего участка пласта 35. Останавливают добычу. Устанавливают переключатель 1 в четвертую позицию (все открыто). Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры работы. Сопоставляют результаты, определяют алгоритм дальнейшей эксплуатации скважины.

4. Способ безводной добычи нефти в горизонтальной скважине, построенной под технологию с применением клапана-переключателя 1 (Фиг. 4). Данному способу эксплуатации скважины должна предшествовать совместно-раздельная добыча с двух разных участков пласта по п. 3, в результате которой определяют статус каждого из участков пласта, т.е., из какого из них будут осуществлять приток, и в какой будут сбрасывать отсепарированную воду. Руководство разработкой месторождения, может просто назначить статус участков. Например, определено, что приток будут осуществлять из ближнего участка 35. В этом случае порядок работ будет следующим. Эксплуатационную колонну 19 спускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют. Бурят протяженный горизонтальный ствол 27 долотом меньшего диаметра. В пробуренный ствол спускают составной не цементируемый хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами. На границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен корпус 2 клапана-переключателя. «Голову» колонны комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. По окончанию спуска хвостовика, узлы его активизируют и проверяют. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают колонну НКТ-10. Низ колонны оборудуют штоком 7 от клапана- переключателя 1. Длину колонны подгоняют так, чтобы механически управлять переключением позиций. Клапан-переключатель 1 устанавливают в третью позицию (открыт бок, закрыт низ), закрывая полость Б горизонтального ствола на участке 34, перекрытым колонной фильтров 29, и открывая полость В ствола скважины за колонной хвостовика верхней его секции. Компрессором снижают уровень в скважине, вызывая приток из ближнего участка 35 пласта до возможно полного заполнения эксплуатационной колонны. По завершению заполнения, устанавливают переключатель 1 в первую позицию (все закрыто). Присоединяют компрессор к межколонной (между э/к и НКТ) полости, и выдавливают всплывшую нефть на поверхность в нефтесбор. Выдавливание производят через промывочные отверстия 26 в колонне НКТ 10. Глубину установки промывочных отверстий 26 определяют перед спуском управляющей колонны НКТ 10 расчетным путем, либо пробным, при экспериментальном освоении. После этого, расчетным перемещением колонны НКТ, устанавливают переключатель 1 в третью позицию (открыт бок, закрыт низ), при которой продуктивный пласт на ближнем участке 35 перекрывают, а дальний 34 открывается. Затем, компрессором, одновременно и в колонну НКТ, и в межколонное пространство, закачивают сжатый азотный воздух, задавливая им в удаленный участок пласта 34, отстоявшуюся над клапаном пластовую воду. Время и объем задавливания определяют расчетным, либо пробным путем при освоении. Оставшийся объем смешанной жидкости в скважине добавится к притоку жидкости в последующем цикле.

5. Способ одновременно-раздельной добычи нефти с двух горизонтальных стволов в одном пласте в двухзабойной скважине, построенной под технологию с применением клапана-переключателя потоков жидкости по п. 1 (Фиг. 5). Эксплуатационную колонну 19 спускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют. Бурят протяженный горизонтальный ствол 27 долотом меньшего диаметра. В пробуренный ствол спускают не цементируемый хвостовик 36, состоящий из колонны фильтров 37. «Голову» хвостовика 36 комплектуют ориентируемой клиновой подвеской типа ПХН-КО 38, включающую, узел якоря и узел разъединения. «Голову» хвостовика устанавливают в открытом стволе, 20-30 метров ниже башмака эксплуатационной колонны 19. По окончанию спуска хвостовика 36, узлы его ориентируют, активизируют и отсоединяют. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают буровую компоновку, и выше «головы» хвостовика зарезают второй горизонтальный ствол 39, который бурят с максимальным отходом от первого ствола 27, в отдаленный участок пласта 40. В пробуренный ствол спускают составной не цементируемый хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен клапан-переключатель 1 с командоаппаратом 12, над которым размещают управляющий шар 18. «Голову» колонны комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика 28 устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. По окончанию спуска хвостовика, узлы его активизируют, проверяют, и отсоединяются. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают глубинный насос 33, ШГН или ЭЦН. Созданием давления в межколонке (экс. колонна и НКТ) переключатель 1 устанавливают во вторую позицию (открыт низ, закрыт бок). Величина избыточного давления должна быть достаточной для переключения, но не выше давления опрессовки кабельного ввода насосной установки. Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры добычи из второго ствола. Останавливают добычу. Переключатель 1 устанавливают в третью позицию (открыт бок, закрыт низ). Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры добычи из первого ствола. Останавливают добычу. Переключатель 1 устанавливают в четвертую позицию (все открыто), приток происходит одновременно с двух стволов. Запускают насос на несколько часов или суток, отслеживают параметры работы. Сопоставляют результаты, определяют алгоритм дальнейшей эксплуатации скважины.

6. Способ безводной добычи нефти в двухзабойной скважине, построенной под технологию с применением клапана-переключателя потоков жидкости по п. 1 (Фиг. 6). Эксплуатационную колонну 19 спускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют. Бурят протяженный горизонтальный ствол 27 долотом меньшего диаметра. В пробуренный ствол спускают не цементируемый хвостовик 36, состоящий из колонны фильтров 37. «Голову» хвостовика 36 комплектуют ориентируемой клиновой подвеской типа ПХН-КО 38, включающую, узел якоря и узел разъединения. «Голову» хвостовика 36 устанавливают в открытом стволе, 20-30 метров ниже башмака эксплуатационной колонны 19. По окончанию спуска хвостовика, узлы его ориентируют, активизируют и отсоединяют. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают буровую компоновку, и выше «головы» хвостовика зарезают второй горизонтальный ствол 39, который бурят с максимальным отходом от первого ствола, в отдаленный участок пласта 40. В пробуренный ствол спускают составной не цементируемый хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика 29 представляет собой колонну фильтров. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен корпус 2 клапана-переключателя 1. «Голову» колонны комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика 28 устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. По окончании спуска хвостовика, узлы его активизируют, проверяют, и отсоединяются. Транспортировочную колонну извлекают. В скважину спускают колонну НКТ 10. Низ колонны оборудуют штоком 7 с втулкой 11 переключателя 1. Длину колонны подгоняют так, чтобы механически управлять переключением позиций. Клапан-переключатель 1 устанавливают в третью позицию (открыт бок, закрыт низ), закрывая полость В во втором стволе 39, и открывая полость Б в первом стволе скважины 27 и полость Б за колонной составного хвостовика, верхней его секции 31. Компрессором снижают уровень в скважине, вызывая приток из первого ствола до возможно полного заполнения эксплуатационной колонны. По завершению заполнения, расчетным перемещением колонны НКТ, переключатель 1 устанавливают в первую позицию (все закрыто). Присоединяют компрессор к межколонной (между э/к и НКТ) полости, и выдавливают всплывшую нефть на поверхность в нефтесбор. Выдавливание производят через промывочные отверстия 26 в колонне НКТ 10. Глубину установки промывочных отверстий 26 определяют перед спуском управляющей колонны НКТ расчетным путем, либо пробным, при экспериментальном освоении. После этого, расчетным перемещением колонны НКТ 10, переключатель 1 устанавливают во вторую позицию (открыт низ, закрыт бок), при которой первый ствол 27 перекрывают, а второй ствол 39 открывают. Затем, компрессором, одновременно и в колонну НКТ 10, и в межколонное пространство, закачивают сжатый азотный воздух, задавливая им в удаленный участок пласта 40, отстоявшуюся над клапаном пластовую воду. Время и объем задавливания определяют расчетным, либо пробным путем при освоении. Оставшийся объем смешанной жидкости в скважине добавится к притоку жидкости в последующем цикле.

Краткое описание чертежей.

На Фиг. 1А представлен чертеж глубинного клапана переключателя потоков жидкости 1. Переключатель 1 4-х позиционный. На чертеже показаны 4 позиции клапана, в том числе первая позиция, при которой внутрискважинная полость над переключателем не сообщается ни с заклапанной полостью Б, ни с подклапанной полостью В. Вторая позиция переключателя подразумевает гидравлическое сообщение полости А только с полостью В, при этом полость Б перекрыта. Третья позиция переключателя подразумевает гидравлическое сообщение полости А только с полостью Б, при этом полость В перекрыта. Четвертая позиция переключателя подрузамевает полное разобщение полостей А, Б и В. Т.е. переключатель 1 переходит в режим отсекателя. Переключатель 1, представленный на Фиг. 1А состоит из корпуса 2, имеющего разноразмерный внутренний диаметр. В утолщенной части корпуса 3 на одном уровне, по окружности размещают ряд циркуляционных отверстий 4. Внутри корпуса 2, размещают полый, закрытый снизу шток 7. Шток 7 имеет разно размерный по участкам наружный диаметр. Наибольший диаметр имеется на участке в нижней части штока 7, и равен, с учетом допусков и размещения уплотнительных резиновых колец, наименьшему диаметру корпуса 2. В нижней части штока 7, по окружности, располагают ряд циркуляционных отверстий 9. В верхней части штока 7 монтируют свободно вращающуюся втулку 11 с фигурным пазом 13 под следящий палец 16, который расчетно укрепляют в корпусе 2 перключателя. Ограничение осевого перемещения штока 7 в корпусе 2 обеспечивают выступ 14 и утолщение 3. Управление перемещением втулки 11 с штоком 7 осуществляют с помощью пружины 15. Для упрощения восприятия взаимодействия вышеперечисленных узлов, данный механизм обозначают командоаппаратом 12 по управлению переключателя 1.

На Фиг. 1Б представлен чертеж глубинного клапана переключателя потоков жидкости 1 в базовым, упрощенном варианте, без командоаппарата. В этом варианте применяют лишь два узла переключателя 1; корпус 2 и шток 7, напрямую жестко соединенный с колонной НКТ 10. В этом случае установку 4-х позиций переключателя 1 осуществляют напрямую с устья скважины.

На Фиг. 2 показано комплектование скважины оборудованием под способ добычи безводной нефти по п. 2 формулы. На схеме показана эксплуатационная колонна 19. В ней, проперфорированы два разных пласта, нижний 25, допустим продуктивный, и верхний 20, допустим дренажный. Или наоборот. В районе верхнего пласта 20, с перекрытием интервала перфорации 11 устанавливают потайную колонну (хвостовик) 5. Хвостовик при помощи якоря 24 фиксируют на эксплуатационной колонне. Над якорем размещают заколонный пакер 23. Выше через несколько труб размещают переключатель 1 с командоаппаратом 12. Выше монтируют еще один пакер 23 и узел разъединения хвостовика 22. Управление переключением осуществляют при помощи колонны НКТ, в которой на расчетной глубине размещают промывочные отверстия 26.

На Фиг. 3 показано комплектование скважины оборудованием под способ одновременно-раздельной добычи с двух разных участков пласта в горизонтальной скважине по п. 3 формулы. На схеме показана эксплуатационная колонна 19. Из под башмака колоны пробурен протяженный горизонтальный ствол, в который спускают составной хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен клапан-переключатель 1 с командоаппаратом 12, над которым размещают управляющий шар 18. «Голову» хвостовика 28 комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика 28 устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. Скважину эксплуатируют с помощью подземного насоса 33, ЭЦН или ШГН.

На Фиг. 4 показано комплектование скважины оборудованием под способ безводной добычи с двух разных участков пласта в горизонтальной скважине по п. 4 формулы. На схеме показана эксплуатационная колонна 19. Из под башмака колоны пробурен протяженный горизонтальный ствол, в который спускают составной хвостовик 28. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включена стандартная подвеска типа ПХН 32 и корпус 2 клапана-переключателя в базовом варианте, с штоком 7 жестко соединенного с колонной НКТ 10. В колонне НКТ на расчетной глубине размещают промывочные отверстия 26.

На Фиг. 5 показано комплектование скважины оборудованием под способ одновременно-раздельной добычи с двух горизонтальных стволов в одном пласте в двухзабойной скважине по п. 5 формулы. На схеме показана эксплуатационная колонна 19. Из под башмака колоны пробурены два горизонтальных ствола 27 и 39. В первый ствол спущен хвостовик 36, состоящий из колонны фильтров 37, оборудованный клиновой подвеской хвостовика типа ПХН-КО 38. Во второй ствол спущен составной хвостовик 6. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен клапан-переключатель 1 с командоаппаратом 12, над которым размещают управляющий шар 18. «Голову» хвостовика 6 комплектуют стандартной подвеской хвостовика типа ПХН 32, включающую узел пакера, узел якоря и узел разъединения. «Голова» хвостовика 28 устанавливается, в эксплуатационной колонне 19, на 50 метров выше ее башмака. Скважину эксплуатируют с помощью подземного насоса 33, ЭЦН или ШГН.

На Фиг. 6 показано комплектование скважины оборудованием под способ безводной добычи в двухзабойной скважине по п. 6 формулы. На схеме показана эксплуатационная колонна 19. Из под башмака колоны пробурены два горизонтальных ствола 27 и 39. В первый ствол спущен хвостовик 36, состоящий из колонны фильтров 37, оборудованный клиновой подвеской хвостовика типа ПХН-КО 38. Во второй ствол спущен составной хвостовик 6. Нижняя секция хвостовика представляет собой колонну фильтров 29. Вторая секция 30 укомплектовывается сплошными обсадными трубами, и на границах с первой и третьей секциями устанавливают заколонные набухающие пакеры 23. Верхняя, третья секция 31 представляет собой колонну обсадных труб, в которую включен корпус 2 клапана-переключателя в базовом варианте, с штоком 7 жестко соединенного с колонной НКТ 10. В колонне НКТ на расчетной глубине размещают промывочные отверстия 26.