RU2519281C1 - Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) - Google Patents

Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2519281C1
RU2519281C1 RU2013116566/03A RU2013116566A RU2519281C1 RU 2519281 C1 RU2519281 C1 RU 2519281C1 RU 2013116566/03 A RU2013116566/03 A RU 2013116566/03A RU 2013116566 A RU2013116566 A RU 2013116566A RU 2519281 C1 RU2519281 C1 RU 2519281C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
electric submersible
pipe string
packer
pressure
submersible installation
Prior art date
Application number
RU2013116566/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
Фатали Хубали оглы Азизов
Гахир Гусейн оглы Ибадов
Зияфет Халил оглы Халилов
Ильшат Асгатович Талипов
Джавит Хубали оглы Азизов
Зафар Махир оглы Шарифов
Александр Александрович Попов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника"
Зафар Махир оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов
Фатали Хубали оглы Азизов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника", Зафар Махир оглы Шарифов, Василий Александрович Леонов, Фатали Хубали оглы Азизов filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника"
Priority to RU2013116566/03A priority Critical patent/RU2519281C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2519281C1 publication Critical patent/RU2519281C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: system by one of the variants includes equipment of a pipe string at least with a packer with or without a disconnector from two parts - removable and non-removable; an electric submersible unit, with or without casing, equipped with telemetrics and located over or between formations above the packer; liner under the electric submersible unit; cut-off for lower formation, located below the electric submersible unit. At that, cut-off consists of a body with the pass channel, inside of which there is at least one controlled element is positioned, which interacts directly or through the rod with the shutoff unit. The pipe string above the electric submersible unit is equipped either with a sleeve with side branch, with both a sleeve with side branch and a nipple with through axial channel, or with a nipple with side branch, with through eccentric and non-through or through axial channels. In the nipple's axial channel a separator of two cavities is lowered on an additional pipe string of smaller diameter, with or without a back valve, or a retrievable valve is installed using wireline technique or free fall method. Below the electric submersible unit, the cut-off for bottom formation is made with the side entry or liner is equipped with an additional sleeve with the side entry. Below and above the electric submersible unit, side entry and branch of cut-off and the sleeve, or cut-off and the nipple, or the additional sleeve and the sleeve, respectively, are connected between with a hydraulic tube passing outside of the electric submersible unit or inside of its casing. Cut-off is positioned tough directly under telemetrics or casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of liner, or in a detachable part of the separator. The packer between formation is positioned either separately before run in the well of the electric submersible unit or at the same time with the electric submersible unit at its liner If the packer is of hydraulic action, then with the increase of pressure in its hydraulic chamber, connected with the pipe string or the additional pipe string through a hydraulic tube, it is seated either automatically with start of the electric submersible unit and increase of pipe pressure at its output, or with aimed generation and maintenance of excessive pressure in the pipe string. Cut-off forms between the body and the controlled element a working chamber, hydraulically connected with the pipe string or the additional pipe string through the hydraulic tube. At that, its controlled element is made in form either of a piston, with or without through axial channel, or a bellows, with or without filling compressed gas, and the shutoff unit is made in form of pair "cylinder - plunger shutter" or "support seat - stop gate"; at that, the piston or bellows and/or the gate are under set force of the elastic member. The cut-off working chamber or cavity of its body above the piston with through axial channel is hydraulically connected directly with telemetrics. Cut-off by movement of the controlled element to one or another side closes or opens the shutoff unit from generated and/or bleeding down excessive pressure in the pipe string or the additional pipe string, and that means also in the working chamber, using a collar pump or a compressor, or using the electric submersible unit, changing rpm of its engine, or by temporary shutoff and then opening on the collar of flow area of the gate or controller with the electric submersible unit working; in particular, it either with generation and maintenance of set excessive pipe pressure in the working chamber forces closing or opening of the shutoff unit, and with pressure bleeding-off from it on the contrary opens or closes the shutoff unit under force of the elastic element, or with each short-term generation and then bleeding down of set excessive pipe pressure in the working chamber closes and opens the shutoff unit in turn by the principle of operation of a mechanical pen In the last case, for fixation of its opened and close state, cut-off is additionally furnished with a control mechanism of any design; for example in form rotating on a rod or in the body coded bushing with through or dead shaped slots for a limiter, respectively, in the body or on the rod; as a result, when generating excessive pressure in the pipe string or the additional pipe string, the cut-off controlled element forced to move from one fixed - upper most or middle position, to not fixed - bottom position; and vice versa, when bleeding pressure off it, the controlled element under force of the elastic element moves, respectively, to another - middle or upper most position. Also, 9 more variants of the system are designed.EFFECT: possibility of control from the well collar by hydraulic or mechanical action of one or two cut-offs, below or above the electric submersible unit, for studying and recording formation parameters.10 cl, 55 dw

Description

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров.The invention relates to techniques and technologies for oil and gas production and can be used for simultaneous and separate production of fluid from several layers of the same pumping well with the possibility of research and consideration of their parameters.

Известны в качестве аналогов насосные установки и отсекатели - патенты РФ №№2415255, 2465438, 2461699, 2451164, 2389905, 2352767, 2296212.Pumping units and shutoffs are known as analogues - RF patents Nos. 2415255, 2465438, 2461699, 2451164, 2389905, 2352767, 2296212.

Известны в качестве прототипов:Known as prototypes:

- Скважинная установка, разработанная М.З. Шарифовым, патент РФ №2194152 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2194152), для регулирования и отсекания потока среды, включающая спуск в насосную скважину на колонне труб, по меньшей мере, одной скважинной камеры со съемным отсекателем, срабатывающим от уровня жидкости.- Downhole installation developed by M.Z. Sharifov, RF patent No. 2194152 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2194152), for regulating and cutting off the medium flow, including the descent into the pump well on the pipe string, at least one borehole chamber with a removable cut-off, triggered by the liquid level.

- Регулятор и отсекатель Шарифова, патент РФ №2229586 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2229586), управляемый с устья скважины и состоящий из корпуса, внутри которого размещен, по крайней мере, регулирующий орган в виде сильфона или поршня с затвором над или под седлом для регулирования и/или отсекания потока флюида из пласта путем поджатия и отжатия сильфона или поршня.- Sharifov’s regulator and shutoff, RF patent No. 2229586 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2229586), controlled from the wellhead and consisting of a casing, inside of which at least , a regulating body in the form of a bellows or piston with a shutter above or below the seat for regulating and / or cutting off the fluid flow from the reservoir by pressing and squeezing the bellows or piston.

- Способ, разработанный ООО НТП «Нефтегазтехника», патент РФ №2313659 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2313659), для одновременно раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину колонны труб, по меньшей мере, с пакером, насосом (например, типа УЭЦН), измерительной системой (например, ТМС) и регулирующим устройством (в частности, отсекателем), управляемым с устья скважины через кабель или импульсную трубку, спускаемые снаружи или внутри колонны труб. В частном случае регулирующее устройство (отсекатель) устанавливается непосредственно под УЭЦН или под ТМС и управляется в реальной времени через кабель питания УЭЦН или ТМС.- A method developed by NTP Neftegaztekhnika LLC, RF patent No. 2313659 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2313659), for the simultaneous separate operation of multilayer wells, including the descent into the well of the column pipes, at least with a packer, a pump (for example, ESP type), a measuring system (for example TMS) and a regulating device (in particular a cut-off), controlled from the wellhead through a cable or impulse pipe, lowered outside or inside the pipe string . In the particular case, the control device (cut-off) is installed directly under the ESP or under the TMS and is controlled in real time through the ESP or TMS power cable.

- Установка, разработанная ООО НТП «Нефтегазтехника», патент РФ №2291949 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2291949), для отсекания и регулирования потока в скважине с одним или несколькими пластами, включающая насосную компоновку, по меньшей мере, со съемным клапаном в виде отсекателя пласта, состоящего из корпуса, внутри которого размещен, по крайней мере, регулирующий орган, взаимосвязанный с запорным элементом «затвор - седло» и функционирующий от увеличения и уменьшения устьевого затрубного или трубного давления.- Installation developed by LLC NTP Neftegaztekhnika, RF patent No. 2291949 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2291949), for cutting off and regulating the flow in a well with one or more layers comprising a pump arrangement, at least with a removable valve in the form of a reservoir cutter, consisting of a housing, inside of which at least a regulatory body is placed, interconnected with a shutter-seat shutter element and functioning from increasing and decreasing the wellhead or pipe pressure.

- Пакерная кабельная система, разработанная М.З. Шарифовым, патент №2439297 (bttp://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?tv=29&docid=2439297), для эксплуатации одного или одновременно-раздельно нескольких пластов скважины, включающая спуск в скважину колонны труб, по меньшей мере, пакера и кабельных глубинных устройств, управляемых с устья скважины.- Packer cable system developed by M.Z. Sharifov, patent No. 2439297 (bttp: //www.fips.ru/cdfi/fips.dll? Tv = 29 & docid = 2439297), for the operation of one or several separate layers of the well, including the descent into the well of a pipe string, at least , packer, and cable well devices controlled from the wellhead.

Скважинная установка, разработанная М.З. Шарифовым и В.А. Леоновым, патент РФ №2262586 http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2262586, для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважины, включающая спуск в скважину, ниже электропогружного насоса, пакеров со скважинными камерами и установленных в них съемных клапанов (отсекателей), срабатываемых от разных динамических уровней жидкости.Well rig developed by M.Z. Sharifov and V.A. Leonov, RF patent No. 2262586 http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2262586, for simultaneous separate and alternate operation of several layers of one well, including descent into the well, below the electric submersible pump, packers with downhole chambers and removable valves (cut-offs) installed in them, triggered by different dynamic fluid levels.

- Способ и установка, разработанная В.А. Леоновым и М.З. Шарифовым, патент №2365744 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2365744), для одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом, включающий в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером, электропогружным насосом с телеметрической системой, выполненным без или с кожухом и размещенными, соответственно, между пластами или ниже пластов, регулятором (отсекателем) нисходящего потока из верхнего пласта, муфтами перекрестных течений над и под пакером, перепускной системой между пакерами и регулирующим элементом выше пакера, управляемым механическим или гидравлическим воздействием.- The method and installation developed by V.A. Leonov and M.Z. Sharifov, patent No. 2365744 (http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2365744), for simultaneous and separate hydrocarbon production by an electric submersible pump, which includes equipping the pipe string with at least a packer , an electric submersible pump with a telemetric system, made without or with a casing and placed, respectively, between the layers or below the layers, a downstream regulator (cut-off) from the upper layer, cross-flow couplings above and below the packer, a bypass system between the packers and the regulating element above the packer , managing by direct mechanical or hydraulic action.

Приведенные выше прототипы, на сегодняшний день, являются лучшими известными техническими решениями в области одновременно-раздельной добычи флюида из пластов скважин, оснащенных электропогружной насосной установкой - УЭЦН. Несмотря на то, что ряд из этих решений ООО НТП «Нефтегазтехника» уже применяло в «СП «Ванъеганнефть» и ООО «РН- Юганскнефтегаз» НК «Роснефть», но это не получило достаточных промысловых результатов, для того чтобы начинать широкомасштабное внедрение геотехнологии ОРРНЭО (одновременно раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов). Таким образом, прототипы не могут обеспечить в полном объеме высокую надежность и эффективность раздельного исследования нижнего, среднего и/или верхнего пластов одной скважины с УЭЦН. Кроме того, оснащение скважины снаружи или изнутри длинными гибкими импульсными трубками или дополнительными кабелями, для воздействия на отсекатели, является неэффективным, поскольку осложняет спуско-подъемные операции УЭЦН. Требуется его центровка и защита от механического воздействия при монтаже установки, а также увеличивается габаритный диаметр подземной компоновки почти по всей ее длине, что делает ее неприемлемой для малогабаритных искривленных скважин. Кроме этого данное оснащение не подлежит повторному использованию после извлечения из скважины.The above prototypes, by far, are the best known technical solutions in the field of simultaneous and separate production of fluid from well strata equipped with an electric submersible pump unit - ESP. Despite the fact that a number of these decisions have been applied by NTP Neftegaztekhnika LLC to Vanegananneft JV and RN-Yuganskneftegaz Rosneft LLC, but this has not received sufficient field results in order to begin the large-scale implementation of ORRNEO geotechnology (at the same time separate development of several operational facilities). Thus, the prototypes cannot fully ensure high reliability and efficiency of separate studies of the lower, middle and / or upper layers of the same well with the ESP. In addition, equipping the well from the outside or from the inside with long flexible impulse tubes or additional cables to act on the cut-offs is inefficient, as it complicates the tripping operations of the ESP. Its alignment and protection against mechanical stress during installation is required, as well as the overall diameter of the underground layout increases along almost its entire length, which makes it unacceptable for small-sized curved wells. In addition, this equipment must not be reused after extraction from the well.

Целью изобретения является разработка новых технических и технологических систем в области одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины, с возможностью управления с устья скважины гидравлическим и/или механическим воздействием через колонну труб одним или двумя отсекателями под и/или над электропогружной установкой для исследования и учета параметров пластов.The aim of the invention is the development of new technical and technological systems in the field of simultaneous and separate production of fluid from several layers of one pumping well, with the possibility of controlling from the wellhead hydraulic and / or mechanical action through the pipe string with one or two cutters under and / or above the electric submersible installation for study and accounting of reservoir parameters.

Технологический и технический результат, а также экономический эффект достигается от простоты и надежности применения изобретения, а главное за счет приемлемости и эффективности различных вариантов насосно-пакерной и отсекательной систем (далее система), а также возможности исследования пластов и достоверности учета их параметров (геолого-промысловых характеристик), что, в свою очередь, приводит к точности вывода скважины на оптимальный (рациональный) режим при совместной добыче флюида из двух или трех пластов скважины с электропогружным насосом.The technological and technical result, as well as the economic effect, is achieved from the simplicity and reliability of the application of the invention, and most importantly due to the acceptability and effectiveness of various options for pump-packer and shut-off systems (hereinafter the system), as well as the possibility of studying the formations and the reliability of accounting for their parameters (geological field characteristics), which, in turn, leads to the accuracy of bringing the well to the optimal (rational) mode when co-producing fluid from two or three layers of the well with electric submersible pump.

Системы по вариантам 1, 2 и 3 включают в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере: пакером любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера; хвостовиком ниже электропогружной установки; отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки и состоящим из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом. При этом цель изобретения достигается за счет следующих решений.The systems according to options 1, 2 and 3 include equipping the pipe string with at least: a packer of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts; electric submersible installation, without or with a casing equipped with telemetry and located above or between the layers above the packer; shank below the electric submersible installation; a cutter for the lower layer, located below the electric submersible installation and consisting of a housing with a passage channel, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through the rod with a locking unit. The objective of the invention is achieved by the following solutions.

Вариант 1. Колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами. Причем в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения. При этом ниже электропогружной установки отсекатель, для нижнего пласта, выполнен с боковым вводом, или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом. Причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя и муфты, или отсекателя и ниппеля, или же дополнительной муфты и муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Здесь отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией, или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. При этом пакер между пластами установлен либо раздельно, перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. Причем, в последнем случае, если пакер гидравлического действия, то при увеличении давления в его гидрокамере, сообщенной с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, он посажен либо автоматически, при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Притом отсекатель, для принудительного перемещения управляемого элемента от избыточного трубного давления, образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку. При этом управляемый элемент выполнен в виде либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, либо сильфона, без или с заполненным сжатым газом, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный». Причем поршень или сильфон и/или затвор находится под заданным усилием упругого элемента. Кроме того, в случае измерения трубного давления на выходе электропогружной установки или давления на забое нижнего пласта, соответственно, рабочая камера отсекателя или полость его корпуса над поршнем со сквозным осевым каналом гидравлически соединена непосредственно с телеметрией. При работе отсекатель, перемещением в одну и другую стороны управляемого элемента, закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и/или стравливаемого избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб (а значит, и в его рабочей камере) с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки. А именно отсекатель либо при создании и поддержании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере, принудительно закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием упругого элемента, либо же, при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере, поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки. Причем отсекатель, в последнем случае для фиксации закрытого и открытого его состояния, дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке. Вследствие этого, при создании избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения и наоборот, при стравливании давления из нее управляемый элемент под усилием упругого элемента переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения.Option 1. The pipe string above the electric submersible installation is equipped with either a sleeve with a lateral outlet, or both a sleeve with a lateral outlet, and below it a nipple with a through axial channel, or a nipple with a lateral outlet, with a through eccentric and non-through or through axial channels. Moreover, the separator of two cavities is lowered into the axial channel of the nipple on an additional column of pipes of smaller diameter, without or with a side check valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall. At the same time, below the electric submersible installation, the cutter for the lower layer is made with a lateral inlet, or the shank is equipped with an additional coupling with a lateral inlet. Moreover, below and above the electric submersible installation, the lateral inlet and lateral outlet, respectively, of the cutter and clutch, or of the cutter and nipple, or of the additional coupling and clutch, are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing. Here, the cutter is rigidly placed directly under the telemetry, or under the casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector. In this case, the packer between the layers is installed either separately, before lowering the electric submersible installation into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner. Moreover, in the latter case, if the packer is hydraulic, then with an increase in pressure in its hydraulic chamber, connected to the pipe string or an additional pipe string through the hydraulic pipe, it is seated either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet , or with the targeted creation and maintenance of excess pressure in an additional pipe string, or with the targeted creation of excess pressure in the pipe string. Moreover, the shut-off device, for the forced movement of the controlled element from excess pipe pressure, forms a working chamber between the housing and the controlled element, hydraulically connected to the pipe string or additional pipe string through a hydraulic pipe. In this case, the controllable element is made in the form of either a piston, without or with a through axial channel, or a bellows, without or with filled compressed gas, and the locking unit is made in the form of a pair of “cylinder - valve plug” or “supporting saddle - valve stop”. Moreover, the piston or bellows and / or shutter is under a predetermined force of the elastic element. In addition, in the case of measuring pipe pressure at the outlet of an electric submersible installation or pressure at the bottom of the lower layer, respectively, the working chamber of the cutter or the cavity of its body above the piston with a through axial channel is hydraulically connected directly to telemetry. During operation, the shut-off device, by moving on one or the other side of the controlled element, closes and opens the shut-off unit from the generated and / or bleed overpressure in the pipe string or additional pipe string (and therefore in its working chamber) using a wellhead pump or compressor, or with the help of an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily shutting off and then opening the valve or regulator at the mouth of the passage section during operation of the electric submersible installation. Namely, the shut-off device, either when creating and maintaining a given excess pipe pressure in the working chamber, forcibly closes or opens the locking unit, and when bleeding from it, on the contrary, opens or closes the locking unit under the force of an elastic element, or, at each short-term creation and then bleed off a predetermined excess pipe pressure in the working chamber, alternately closes and opens the locking unit according to the principle of action of a fountain pen. Moreover, the cutter, in the latter case for fixing its closed and open state, is additionally equipped with a control mechanism of any design, for example, in the form of a code sleeve rotating on the rod or in the housing with through or blind figured grooves for the limiter, respectively, in the housing or on the rod. As a result of this, when overpressure is created in a pipe string or an additional pipe string, the controllable cut-off element forcibly moves from one fixed - upper extreme or middle position to an un-fixed - lower position and vice versa, when pressure is released from it, the controllable element under the force of the elastic element passes , respectively, to another fixed - middle or upper extreme position.

Вариант 2. Колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо ниппелем с двумя боковыми вводами, сквозными или несквозными эксцентричным и осевым каналами, либо двумя муфтами с боковым вводом и между ними ниппелем со сквозным осевым каналом. Причем в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения. При этом, ниже электропогружной установки, корпус отсекателя для нижнего пласта выполнен с двумя боковыми вводами. Причем ниже и выше электропогружной установки боковые вводы и боковые отводы, соответственно, отсекателя и ниппеля или отсекателя и муфт соединены через гидравлические трубки, проходящие снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Здесь отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией, или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. При этом пакер между пластами установлен либо раздельно, перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. Причем в последнем случае, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера сообщена с колонной труб или дополнительной колонной труб через одну из гидравлических трубок отсекателя или же через дополнительную гидравлическую трубку индивидуальную для пакера. В результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере через гидравлическую трубку, посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Притом отсекатель, для принудительного перемещения управляемого элемента от избыточного трубного давления, образует между корпусом и управляемым элементом две рабочие камеры, соединенные через соответствующие гидравлические трубки, одна из них - с колонной труб, а другая - с дополнительной колонной труб, или же обе соединены гидравлически с колонной труб над и под ниппелем со съемным клапаном, а значит, одна из рабочих камер, во всех случаях, соединена через соответствующую гидравлическую трубку с выходом электропогружной установки. Причем управляемый элемент отсекателя выполнен в виде либо свободного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же свободного сильфона, либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же сильфона под заданное усилие упругого элемента, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный». При этом, в случае измерения давления на выходе электропогружной установки, одна рабочая камера отсекателя гидравлически соединена непосредственно с телеметрией. В процессе работы отсекатель, при создании и поддержании избыточного трубного давления в одной из рабочих камер, через одну гидравлическую трубку закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под воздействием, через другую гидравлическую трубку, давления на выходе электропогружной установки, а значит, и в другой рабочей камере. Причем избыточное давление в колонне труб или дополнительной колонне труб создается с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки.Option 2. The pipe string above the electric submersible installation is equipped with either a nipple with two lateral inlets, through or through eccentric and axial channels, or two couplings with a lateral inlet and between them a nipple with a through axial channel. Moreover, the separator of two cavities is lowered into the axial channel of the nipple on an additional column of pipes of smaller diameter, without or with a side check valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall. In this case, below the electric submersible installation, the cutter body for the lower layer is made with two lateral inputs. Moreover, below and above the electric submersible installation, the lateral inlets and side branches, respectively, of the cutter and nipple or of the cutter and couplings are connected through hydraulic tubes passing outside the electric submersible installation or inside its casing. Here, the cutter is rigidly placed directly under the telemetry, or under the casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector. In this case, the packer between the layers is installed either separately, before lowering the electric submersible installation into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner. Moreover, in the latter case, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is in communication with the pipe string or an additional pipe string through one of the hydraulic tubes of the cutoff or through an additional hydraulic pipe individually for the packer. As a result of this, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber through the hydraulic tube, is set automatically either when starting the electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating and maintaining excess pressure in the additional pipe string, or when purposefully creating excessive pressure in the pipe string. Moreover, the shut-off device, for the forced movement of the controlled element from excess pipe pressure, forms between the housing and the controlled element two working chambers connected through the corresponding hydraulic pipes, one of them with a pipe string, and the other with an additional pipe string, or both are hydraulically connected with a column of pipes above and below the nipple with a removable valve, which means that one of the working chambers, in all cases, is connected through the corresponding hydraulic tube to the outlet of the electric submersible installation. Moreover, the controlled element of the cutter is made in the form of either a free piston, without or with a through axial channel, or a free bellows, or a piston, without or with a through axial channel, or a bellows for a given force of the elastic element, and the locking unit is made in the form of a pair cylinder - plunger lock "or" supporting saddle - persistent lock ". In this case, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible installation, one working chamber of the cut-off is hydraulically connected directly to telemetry. During operation, the shut-off device, when creating and maintaining excessive pipe pressure in one of the working chambers, closes or opens the locking unit through one hydraulic tube, and when bleeding from it, on the contrary, opens or closes the locking unit under the influence, through another hydraulic pipe, pressure at the outlet of the electric submersible installation, and therefore in another working chamber. Moreover, overpressure in the pipe string or an additional pipe string is created using a wellhead pump or compressor, or using an electric submersible installation, changing the engine speed, or by temporarily shutting off and then opening a valve or regulator at the mouth of the passage section during operation of the electric submersible installation.

Вариант 3. Колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо ниппелем со сквозным осевым каналом, либо муфтой с боковым отводом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами. Причем в осевой канал ниппеля установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения или же спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном. При этом ниже электропогружной установки хвостовик, без или с муфтой бокового ввода, соединен не жестко, но герметично, или жестко с пакером, выполненным без или с боковым вводом. Причем ниже и выше электропогружной установки, в том случае, если имеются боковой ввод и боковой отвод, соответственно, хвостовика и муфты или ниппеля или же пакера и муфты или ниппеля, то они соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Здесь отсекатель, для нижнего пласта, жестко размещен непосредственно под телеметрией, или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. При этом пакер установлен между пластами либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. В последнем случае, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера сообщена с колонной труб или дополнительной колонной труб через индивидуальную гидравлическую трубку. В результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере через гидравлическую трубку, посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Кроме того, управляемый элемент отсекателя выполнен в виде заряженного газом и/или подпружиненного сильфона, а запорный узел выполнен в виде седла опорного, и над или под ним затвора упорного, без или с внутренним уравнительным конусом, с положением, независимым от давления нижнего пласта. А также корпус отсекателя выполнен с эксцентричным каналом, соединяющим нижний пласт с полостью над или под седлом опорным. Причем полость корпуса над седлом опорным, в случае измерения давления на входе отсекателя и, значит, на забое нижнего пласта, соединена гидравлически с телеметрией. При работе отсекатель полностью исключает влияние забойного давления нижнего пласта на положение сильфона, а для этого либо диаметр затвора упорного в седле опорном или диаметр уравнительного конуса внутри затвора упорного выполнен равным эффективному диаметру сильфона, либо затвор упорный снабжен компенсатором с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса под компенсатором и над седлом опорным. Причем затвор упорный, над или под седлом опорным, имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида нижнего пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным и затвором упорным. При этом сильфон отсекателя находится, с одной стороны, под заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - только под давлением на входе электропогружной установки. Причем отсекатель с уменьшением давления на входе электропогружной установки, а значит, и силы, действующей на сильфон, ниже, чем заданное давление зарядки газа и/или силы пружины, закрывает или открывает запорный узел, а с увеличением давления на входе электропогружной установки, наоборот, открывает или закрывает запорный узел. При этом, изменение давления на входе электропогружной установки осуществляют путем изменения количества оборотов электродвигателя или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.Option 3. The pipe string above the electric submersible installation is equipped with either a nipple with a through axial channel, or a sleeve with a side bend, or a nipple with a side bend, with a through eccentric and non-through or through axial channels. Moreover, a removable valve is installed in the axial channel of the nipple using cable technology or by free fall or the separator of two cavities is lowered on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve. At the same time, below the electric submersible installation, the shank, without or with a lateral input coupling, is not connected rigidly, but tightly, or rigidly to a packer made without or with a lateral input. Moreover, lower and higher of the electric submersible installation, if there is a lateral inlet and lateral outlet, respectively, of a shank and a coupling or a nipple or a packer and a coupling or a nipple, then they are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing . Here, the cutter for the lower layer is rigidly placed directly under the telemetry, or under the casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector. In this case, the packer is installed between the layers either separately before the descent of the electric submersible installation into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner. In the latter case, if the packer is hydraulic, then its hydrochamber is connected to the pipe string or an additional pipe string through an individual hydraulic pipe. As a result of this, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber through the hydraulic tube, is set automatically either when starting the electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating and maintaining excess pressure in the additional pipe string, or when purposefully creating excessive pressure in the pipe string. In addition, the controllable shut-off element is made in the form of a gas-charged and / or spring-loaded bellows, and the shut-off unit is made in the form of a support saddle, and a persistent shutter above or below it, without or with an internal equalizing cone, with a position independent of the pressure of the lower reservoir. And also the cutter body is made with an eccentric channel connecting the lower layer with a cavity above or below the supporting saddle. Moreover, the body cavity above the supporting saddle, in the case of measuring the pressure at the inlet of the cutter and, therefore, at the bottom of the lower layer, is hydraulically connected to telemetry. During operation, the shut-off device completely eliminates the influence of bottomhole pressure of the lower layer on the position of the bellows, and for this, either the diameter of the stop valve in the saddle support or the diameter of the equalizing cone inside the valve pressure is equal to the effective diameter of the bellows, or the pressure valve is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with equalization a channel that hydraulically couples two body cavities under the compensator and above the support saddle. Moreover, the shutter is persistent, above or below the supporting saddle, has a predetermined limited stroke, which ensures, when the shut-off unit is open, narrowing the flow of fluid from the lower reservoir in the annular space between the supporting saddle and the persistent shutter. At the same time, the cutoff bellows is, on the one hand, under a given gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, only under pressure at the inlet of the electric submersible installation. Moreover, the shut-off device with a decrease in pressure at the inlet of the electric submersible installation, and hence the force acting on the bellows, is lower than the specified gas charging pressure and / or spring force, closes or opens the locking unit, and with an increase in pressure at the inlet of the electric submersible installation, on the contrary, opens or closes the locking assembly. In this case, the pressure change at the inlet of the electric submersible installation is carried out by changing the number of revolutions of the electric motor or by temporarily shutting off and then opening a valve or regulator at the mouth of the passage section.

Системы по вариантам 4, 5 и 6 включают в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере: пакером любого действия между пластами; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакера; ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами и расположенными, соответственно, выше и ниже пакера; перепускной трубой внутри пакера между ниппелем и муфтой; отсекателем для верхнего пласта, размещенным выше электропогружной установки в осевом канале ниппеля и состоящим из корпуса с пропускным каналом, без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом. При этом цель изобретения достигается за счет следующих решений.The systems of embodiments 4, 5 and 6 include equipping the pipe string with at least: a packer of any action between the layers; electric submersible installation, without or with a casing equipped with telemetry and located below the packer; nipple and coupling made with axial, lateral and eccentric channels and located, respectively, above and below the packer; a bypass pipe inside the packer between the nipple and the coupling; a cutter for the upper layer, located above the electric submersible installation in the axial channel of the nipple and consisting of a housing with a passage channel, without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through the rod with the locking unit. The objective of the invention is achieved by the following solutions.

Вариант 4. Отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой, установлен в ниппель выше пакера либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники или путем свободного падения, либо же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко. При этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля. Причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб. В результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Притом отсекатель механического или гидравлического действия, выполнен, соответственно, без или с возможностью образования рабочей камеры между корпусом и управляемым элементом, соединенной гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб. При этом управляемый элемент отсекателя выполнен в виде либо свободной или подпружиненной скользящей гильзы, либо подпружиненного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же подпружиненного и/или заряженного газом сильфона, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный». Причем, в случае необходимости отбивки динамического уровня и стравливания свободного пластового газа из-под пакера, вход электропогружной установки через сквозной осевой канал поршня или скользящей гильзы соединен гидравлически с полостью дополнительной колонны труб. При работе отсекатель, перемещением в одну и другую сторону управляемого элемента, закрывает и открывает запорный узел либо от механического удара по скользящей гильзе с помощью канатной техники, либо от создаваемого и стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб (действующего в его рабочей камере на положение поршня или сильфона) с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки. Причем отсекатель механического действия, в одном случае - со свободной скользящей гильзой, при ударах вниз по нему закрывает или открывает запорный узел, а при ударах вверх по нему, наоборот, открывает или закрывает запорный узел, а в другом случае - с подпружиненной скользящей гильзой, при каждом ударе вниз по нему поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки. А отсекатель гидравлического действия, при создании и поддержании заданного избыточного давления в рабочей камере, закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием пружины и/или давлением зарядки газом сильфона, либо же, при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного давления в рабочей камере, поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки. Причем отсекатель, функционирующий по принципу действия авторучки, для фиксации закрытия и открытия его состояния дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке. Вследствие этого, при создании удара или избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения, и наоборот, при исключении удара или стравливании давления подпружиненный управляемый элемент переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения.Option 4. The cutoff for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with a bypass pipe, is installed in the nipple above the packer or on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, or using a cable equipment either by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly. In this case, the packer above the electric submersible installation is made with internal or external cable entry. Moreover, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the pipe string. As a result of this, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string. Moreover, the mechanical or hydraulic shut-off device, respectively, is made without or with the possibility of forming a working chamber between the housing and the controlled element hydraulically connected to the pipe string or additional pipe string. In this case, the controllable shutoff element is made in the form of either a free or spring-loaded sliding sleeve, or a spring-loaded piston, without or with a through axial channel, or a spring-loaded and / or gas-filled bellows, and the locking assembly is made in the form of a cylinder-valve-plunger pair or "Supporting saddle - persistent shutter." Moreover, if it is necessary to beat off the dynamic level and bleed free formation gas from under the packer, the inlet of the electric submersible installation through the through axial channel of the piston or sliding sleeve is hydraulically connected to the cavity of the additional pipe string. During operation, the shut-off device, by moving to one or the other side of the controlled element, closes and opens the locking unit either from mechanical shock on the sliding sleeve using cable technology, or from the created and bleed predetermined overpressure in the pipe string or additional pipe string (acting in its working chamber to the position of the piston or bellows) using a wellhead pump or compressor, or using an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily blocking and then coverings on the mouth of the bore of the valve or regulator during the operation of the electric submersible installation. Moreover, a mechanical shut-off device, in one case with a free sliding sleeve, when struck down by it, closes or opens the locking unit, and when struck up by it, on the contrary, opens or closes the locking unit, and in the other case with a spring-loaded sliding sleeve, with each hit down it alternately closes and opens the locking unit according to the principle of action of a fountain pen. And the hydraulic shut-off device, when creating and maintaining a given excess pressure in the working chamber, closes or opens the locking unit, and when bleeding from it, on the contrary, opens or closes the locking unit under the force of the spring and / or charging pressure of the bellows gas, or at each short-term creation and then bleeding off a predetermined overpressure in the working chamber, it closes and opens the locking unit one by one according to the principle of action of a fountain pen. Moreover, the shutter, functioning according to the principle of the fountain pen, for fixing the closing and opening of its state is additionally equipped with a regulating mechanism of any design, for example, in the form of a code sleeve rotating on the rod or in the housing with through or blind figured grooves for the limiter, respectively, in the housing or on stock. As a result of this, when a shock or overpressure is created in a pipe string or an additional pipe string, the controllable cut-off element forcibly moves from one fixed - upper extreme or middle position to an un-fixed - lower position, and vice versa, when a shock is excluded or pressure is relieved, a spring-loaded controlled element goes, respectively, to another fixed - middle or upper extreme position.

Вариант 5. Отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой, установлен в ниппель выше пакера на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком. При этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля. Причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб, в результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. А также отсекатель, для верхнего пласта, снабжен управляемым элементом в виде свободного или подпружиненного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же сильфона, а его запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный». Причем, в случае необходимости отбивки динамического уровня и стравливания свободного пластового газа из под пакера, вход электропогружной установки через сквозной осевой канал поршня соединен гидравлически с полостью дополнительной колонны труб. Притом отсекатель образует между корпусом и управляемым элементом две рабочие камеры, одна из которых соединена с дополнительной колонной труб, а другая - с колонной труб, а значит, и одна рабочая камера, во всех случаях, связана гидравлически с выходом электропогружной установки. При работе отсекатель, перемещением в одну и другую сторону управляемого элемента, закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб (а значит, и в одной из рабочих камер) с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки. Причем отсекатель, при создании и поддержании заданного избыточного давления в одной из рабочих камер, закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под воздействием давления на выходе электропогружной установки, а значит, и в другой рабочей камере.Option 5. The cutoff for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with a bypass pipe, is installed in the nipple above the packer on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block. In this case, the packer above the electric submersible installation is made with internal or external cable entry. Moreover, if the packer is hydraulic in action, then its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the pipe string, as a result, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the chamber, is seated between the layers or automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or with the targeted creation of excess pressure in the pipe string. As well as a cutter, for the upper layer, it is equipped with a controlled element in the form of a free or spring-loaded piston, without or with a through axial channel, or a bellows, and its locking unit is made in the form of a pair of “cylinder - plunger shutter” or “supporting saddle - persistent shutter ". Moreover, if it is necessary to beat off the dynamic level and bleed free formation gas from under the packer, the inlet of the electric submersible installation is hydraulically connected through the through axial channel of the piston to the cavity of the additional pipe string. Moreover, the cutter forms two working chambers between the body and the controlled element, one of which is connected to an additional pipe string, and the other to the pipe string, and therefore, one working chamber, in all cases, is hydraulically connected to the output of the electric submersible installation. During operation, the shut-off device, by moving to one or the other side of the controlled element, closes and opens the shut-off unit from the created and bleed predetermined overpressure in the pipe string or additional pipe string (and, therefore, in one of the working chambers) using a wellhead pump or compressor, or with the help of an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily shutting off and then opening the valve or regulator at the mouth of the passage section during operation of the electric submersible installation. Moreover, the cutter, when creating and maintaining a given overpressure in one of the working chambers, closes or opens the shut-off unit, and when bleeding off it, on the contrary, opens or closes the shut-off unit under the influence of pressure at the outlet of the electric submersible installation, and, therefore, to another the working chamber.

Вариант 6. Отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой, установлен в ниппель выше пакера с помощью канатной техники или путем свободного падения, или же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко. При этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля. Причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб. В результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. А также отсекатель для верхнего пласта выполнен без или с эксцентричным каналом в корпусе, соединяющим гидравлически верхний пласт с полостью над или под седлом опорным. Управляемый элемент отсекателя выполнен в виде заряженного газом и/или подпружиненного сильфона, а запорный узел выполнен в виде либо цилиндра и в нем затвора плунжерного, либо седла опорного и над или под ним затвора упорного, без или с внутренним уравнительным конусом. При работе отсекатель полностью исключает влияние забойного давления верхнего пласта на положении сильфона. Для этого либо диаметр любого затвора или диаметр уравнительного конуса внутри затвора упорного выполнен равным эффективному диаметру сильфона, либо затвор упорный снабжен компенсатором с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса под компенсатором и над седлом опорным, либо же диаметр уплотненного штока в корпусе равен диаметру затвора упорного в седле опорном или диаметру конуса внутри затвора упорного. Причем затвор упорный над или под седлом опорным имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида верхнего пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным и затвором упорным. При этом сильфон отсекателя находится с одной стороны под заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - под давлением на входе или на выходе электропогружной установки. Причем отсекатель, с уменьшением давления на входе или на выходе электропогружной установки, а значит, и силы, действующей на сильфон, ниже, чем заданное давление зарядки газом сильфона и/или силы пружины, закрывает или открывает запорный узел, а с увеличением давления на входе или на выходе электропогружной установки, наоборот, открывает или закрывает запорный узел. При этом изменение давления на входе или на выходе электропогружной установки осуществляют путем изменения количества оборотов электродвигателя или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.Option 6. The cutoff for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with the overflow pipe, is installed in the nipple above the packer using cable technology or by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly. In this case, the packer above the electric submersible installation is made with internal or external cable entry. Moreover, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the pipe string. As a result of this, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string. And also the cutter for the upper layer is made without or with an eccentric channel in the housing, which hydraulically connects the upper layer with a cavity above or below the supporting saddle. The controlled element of the shut-off is made in the form of a gas-charged and / or spring-loaded bellows, and the locking unit is made in the form of either a cylinder and a shutter of a plunger in it, or a seat of a support and above or below it a stop valve, without or with an internal equalizing cone. During operation, the shut-off device completely eliminates the influence of bottomhole pressure of the upper layer on the position of the bellows. To do this, either the diameter of any valve or the diameter of the equalizing cone inside the stop valve is equal to the effective diameter of the bellows, or the stop valve is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with an equalization channel, hydraulically connecting the two body cavities under the compensator and above the support saddle, or the diameter of the sealed rod in the housing is equal to the diameter of the stop valve in the saddle support or the diameter of the cone inside the stop valve. Moreover, the thrust shutter above or below the supporting saddle has a predetermined limited stroke, which ensures, when the shut-off unit is open, a narrowing of the fluid flow of the upper reservoir in the annular space between the supporting saddle and the thrust shutter. At the same time, the cutoff bellows is on the one hand under the specified gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, under pressure at the inlet or outlet of the electric submersible installation. Moreover, the shut-off device, with a decrease in the pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation, and hence the force acting on the bellows, is lower than the set pressure for gas charging of the bellows and / or spring force, closes or opens the shut-off unit, and with an increase in pressure at the inlet or at the output of an electric submersible installation, on the contrary, opens or closes the locking assembly. In this case, the change in pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation is carried out by changing the number of revolutions of the electric motor or by temporarily shutting off and then opening a valve or regulator at the mouth of the passage section.

Системы по вариантам 7 и 8 включают в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере: пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установки, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной между пакерами; ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами и расположенными, соответственно, выше и ниже верхнего пакера; перепускной трубой внутри верхнего пакера между ниппелем и муфтой; отсекателями для нижнего и верхнего пластов, состоящими каждый из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом. При этом цель изобретения достигается за счет следующих решений.The systems according to options 7 and 8 include equipping the pipe string with at least: packers of any action, without or with a disconnector of two - removable and non-removable - parts; electric submersible installation, without or with a casing equipped with telemetry and located between the packers; nipple and coupling made with axial, lateral and eccentric channels and located, respectively, above and below the upper packer; a bypass pipe inside the upper packer between the nipple and the coupling; cutoffs for the lower and upper layers, each consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed, interacting directly or through the rod with a locking unit. The objective of the invention is achieved by the following solutions.

Вариант 7. Отсекатель для нижнего пласта, гидравлического действия, жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над нижним пакером, или под нижним пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. А отсекатель для верхнего пласта, механического или гидравлического действия, установлен выше верхнего пакера в ниппеле, либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники или путем свободного падения, либо же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко. При этом нижний пакер между пластами размещен ниже электропогружной установки либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. А верхний пакер между пластами размещен жестко выше электропогружной установки и выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля. Притом отсекатель для нижнего пласта образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, соединенную гидравлически либо непосредственно с входом электропогружной установки, либо через гидравлическую трубку с колонной труб или дополнительной колонной труб. Причем, в последнем случае, ниже верхнего пакера, но выше электропогружной установки размещена муфта с боковым отводом. А также отсекатель для нижнего пласта выполнен с боковым вводом, или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом. Причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя для нижнего пласта и муфты или муфты и дополнительной муфты соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Притом отсекатель для верхнего пласта, механического или гидравлического действия, выполнен, соответственно, без или с возможностью образования рабочей камеры между корпусом и управляемым элементом, соединенной гидравлически непосредственно с колонной труб или дополнительной колонной труб. Кроме того, отсекатели, без или с регулирующим механизмом, выполнены с управляемыми элементами в виде либо свободной скользящей гильзы для верхнего пласта, либо подпружиненного поршня или сильфона для верхнего и/или нижнего пластов, либо же заряженного газом сильфона для верхнего и/или нижнего пластов, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный».Option 7. The cutter for the lower layer, hydraulic action, is rigidly placed directly under the telemetry or under the casing, or above the lower packer, or under the lower packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector. And the cutoff for the upper layer, mechanical or hydraulic, is installed above the upper packer in the nipple, or on an additional column of pipes of smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, either using cable technology or by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly. In this case, the lower packer between the layers is located below the electric submersible installation, either separately before the electric submersible installation is lowered into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner. And the upper packer between the layers is placed rigidly above the electric submersible installation and is made with an internal or external cable entry. Moreover, the cutoff for the lower layer forms a working chamber between the body and the controlled element, hydraulically connected either directly to the inlet of the electric submersible installation, or through a hydraulic tube with a pipe string or an additional pipe string. Moreover, in the latter case, below the upper packer, but above the electric submersible installation, a sleeve with a lateral outlet is placed. And also the cutter for the lower layer is made with a side input, or the shank is equipped with an additional coupling with a side input. Moreover, below and above the electric submersible installation, the lateral inlet and lateral outlet, respectively, of the cut-off for the lower layer and the coupling or coupling and the additional coupling are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing. Moreover, the cutoff for the upper reservoir, mechanical or hydraulic action, is made, respectively, without or with the possibility of the formation of a working chamber between the housing and the controlled element hydraulically connected directly to the pipe string or additional pipe string. In addition, the cut-offs, without or with an adjusting mechanism, are made with controllable elements in the form of either a free sliding sleeve for the upper layer, a spring-loaded piston or bellows for the upper and / or lower layers, or a gas-charged bellows for the upper and / or lower layers and the locking nodes are made in the form of a pair of "cylinder - valve plug" or "saddle supporting - valve stop".

Вариант 8. Отсекатель для нижнего пласта жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над нижним пакером, или под нижним пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя. А отсекатель для верхнего пласта установлен в ниппеле выше верхнего пакера либо с помощью канатной техники, либо путем свободного падения, либо же заранее, при спуске колонны труб жестко или не жестко. При этом нижний пакер между пластами размещен ниже электропогружной установки либо раздельно, перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. А верхний пакер между пластами размещен жестко выше электропогружной установки и выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля. При этом управляемые элементы отсекателей выполнены в виде сильфона с заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем они имеют исполнения и/или характеристики, например, их пар, диаметров, усилий пружин и/или давления зарядки газа в соответствии с параметрами управляемых ими пластов. При работе каждый отсекатель закрывает и открывает свой запорный узел только под воздействием на его сильфон трех заданных - среднего, нижнего и верхнего значений давления на входе и/или на выходе электропогружной установки, а именно при среднем - оба отсекателя открывают свои запорные узлы, а при нижнем - один из них, верхний или нижний отсекатель, закрывает свой запорный узел, а при верхнем - другой из них, соответственно, нижний или верхний отсекатель, закрывает свой запорный узел. При этом эффективный диаметр сильфона каждого отсекателя, как при закрытом, так и при открытом состояния запорного узла, находится, с одной стороны, под давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - только под давлением на входе или на выходе электропогружной установки. Для этого запорный узел одного - нижнего отсекателя выполнен с возможностью закрытия или открытия при уменьшении давления, а значит, и силы, действующей на сильфон, на входе электропогружной установки ниже, чем заданные давления зарядки газа и/или силы пружины, а запорный узел другого - верхнего отсекателя выполнен, наоборот, с возможностью открытия или закрытия при повышении давления на входе электропогружной установки выше, чем заданные давления зарядки газа и/или силы пружины. При этом нижнее, верхнее и среднее значения давления на входе электропогружной установки задаются путем изменения количества оборотов электродвигателя или же путем временного перекрытия или открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.Option 8. The cutter for the lower layer is rigidly placed directly under the telemetry or under the casing, or above the lower packer, or under the lower packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector. And the cutoff for the upper layer is installed in the nipple above the upper packer, either by cable technique, or by free fall, or in advance, when lowering the pipe string rigidly or not rigidly. In this case, the lower packer between the layers is located below the electric submersible installation, either separately, before the electric submersible installation is lowered into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner. And the upper packer between the layers is placed rigidly above the electric submersible installation and is made with an internal or external cable entry. At the same time, the controlled elements of the cut-offs are made in the form of a bellows with a given gas charging pressure and / or spring force, and the locking units are made in the form of a pair of “cylinder - shutter plunger” or “saddle supporting - shutter persistent”, and they have versions and / or characteristics , for example, their pairs, diameters, spring forces and / or gas charging pressure in accordance with the parameters of the formations they control. During operation, each shut-off valve closes and opens its shut-off unit only under the influence of three predetermined pressure on its bellows - average, lower and upper pressure values at the inlet and / or outlet of the electric submersible installation, namely, at average - both cut-offs open their shut-off units, and when lower - one of them, the upper or lower cutter, closes its locking node, and at the top - the other of them, respectively, lower or upper cutter, closes its locking node. In this case, the effective diameter of the bellows of each cutter, both in the closed and in the open state of the locking unit, is, on the one hand, under the pressure of gas charging and / or spring force, and on the other hand, only under the pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation. For this, the locking unit of one - the lower cutter is made with the possibility of closing or opening with decreasing pressure, and therefore the force acting on the bellows, at the inlet of the electric submersible installation is lower than the specified gas charging pressures and / or spring forces, and the locking unit of the other the upper shut-off device, on the contrary, is made with the possibility of opening or closing with increasing pressure at the inlet of the electric submersible installation higher than the specified gas charging pressures and / or spring forces. In this case, the lower, upper and average pressure values at the inlet of the electric submersible installation are set by changing the number of revolutions of the electric motor or by temporarily blocking or opening the valve or regulator at the mouth of the passage section.

Система по варианту 9 включает в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере: пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной выше пакера; хвостовиками ниже электропогружной установки; отсекателем, для нижнего и верхнего пластов, состоящим из корпуса с пропускными каналами, внутри которого размещен, по крайней мере, подпружиненный управляемый элемент, взаимодействующий через шток с запорным узлом. При этом цель изобретения достигается тем, что колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами. Причем в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения. При этом ниже электропогружной установки либо отсекатель выполнен с боковым вводом, либо хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом. Причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя и муфты, или отсекателя и ниппеля, или же муфты и дополнительной муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха. Здесь отсекатель жестко размещен под телеметрией выше пакеров. При этом последние установлены либо раздельно или совместно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же оба они или только один из них - верхний установлен одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике. Причем, в последнем случае, если пакера или пакер гидравлического действия, то их или его гидрокамера связаны гидравлически, непосредственно и/или через гидравлическую трубку, с колонной труб или дополнительной колонной труб. В результате этого каждый пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб. Притом отсекатель, без или с регулирующим механизмом, между корпусом и управляемым элементом образует рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку. При этом рабочая камера отсекателя, в случае необходимости измерения давления на выходе электропогружной установки, гидравлически связана непосредственно с телеметрией. А также корпус отсекателя выполнен с осевым и эксцентричным пропускными каналами, связанными гидравлически с соответствующими пластами скважины, а запорный узел выполнен с двумя посадочными элементами и между ними затвор. При работе отсекатель имеет возможность затвором закрыть верхний, закрыть нижний и открыть оба посадочных элементов, причем он функционирует в одном случае - без регулирующего механизма от нескольких разных создаваемых и стравливаемых заданных избыточных давлений в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит, и в его рабочей камере, приводящих в разные положения управляемый элемент в зависимости от степени сжатия его пружины, а в другом случае - с регулирующим механизмом от одного кратковременного создаваемого и затем стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит, и в его рабочей камере, приводящего также в разные положения управляемый элемент. При этом изменение этих давлений осуществляют с помощью устьевого насоса или компрессора или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки.The system of embodiment 9 includes equipping the pipe string with at least: packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts; electric submersible installation, without or with a casing equipped with telemetry and located above the packer; shanks below the electric submersible installation; a shut-off device for the lower and upper layers, consisting of a housing with through-pass channels, inside of which at least a spring-loaded controlled element is placed, interacting through the rod with the locking unit. The objective of the invention is achieved in that the pipe string above the electric submersible is equipped with either a sleeve with a lateral outlet, or both with a sleeve with a lateral outlet, and below it with a nipple with a through axial channel, or a nipple with a lateral outlet, with a through eccentric and through or through axial channels. Moreover, the separator of two cavities is lowered into the axial channel of the nipple on an additional column of pipes of smaller diameter, without or with a side check valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall. At the same time, below the electric submersible installation, either the cut-off is made with a lateral input, or the shank is equipped with an additional coupling with a lateral input. Moreover, below and above the electric submersible installation, the lateral inlet and lateral outlet, respectively, of the cutter and clutch, or of the cutter and nipple, or of the coupling and the additional coupling, are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing. Here the cutter is rigidly placed under the telemetry above the packers. At the same time, the latter are installed either separately or jointly before the electric submersible installation is launched into the well, or both of them or only one of them - the upper one is installed simultaneously with the electric submersible installation on its liner. Moreover, in the latter case, if the packer or packer is hydraulic, then their or its hydrochamber is connected hydraulically, directly and / or through a hydraulic pipe, to the pipe string or additional pipe string. As a result of this, each hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string. Moreover, the shut-off device, without or with an adjusting mechanism, between the body and the controlled element forms a working chamber hydraulically connected to the pipe string or an additional pipe string through a hydraulic pipe. In this case, the working chamber of the shut-off device, if it is necessary to measure the pressure at the outlet of the electric submersible installation, is hydraulically connected directly to telemetry. And also, the cutter body is made with axial and eccentric passage channels connected hydraulically to the corresponding layers of the well, and the locking unit is made with two landing elements and a shutter between them. During operation, the cutter has the ability to shutter the top, close the bottom and open both landing elements, and it functions in one case - without a regulating mechanism from several different set and set preset excess pressures in the pipe string or additional pipe string, and therefore in it the working chamber, leading to different positions of the controlled element, depending on the degree of compression of its spring, and in another case, with a regulating mechanism from one short-term created and then etched Vai predetermined overpressure in the pipe string or the further pipe string, and hence in its working chamber, resulting in different positions controlled element. In this case, the change in these pressures is carried out using a wellhead pump or compressor or with the help of an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily shutting off and then opening a valve or regulator at the orifice of the passageway when the electric submersible installation is operating.

Система по варианту 10 включает в себя оснащение колонны труб, по меньшей мере: пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей; электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакеров; ниппелями с осевым, боковым и эксцентричным каналами над и под верхним пакером; муфтой с осевым, боковым и эксцентричным каналами под нижним пакером; перепускными трубками между ниппелями и муфтой; отсекателями, для нижнего и верхнего пластов, выше электропогружной установки, расположенными в соответствующих ниппелях над и между пакерами, и состоящими из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент с запорным узлом. При этом цель изобретения достигается тем, что отсекатели, для нижнего и верхнего пластов, без или с уравнителем давления, соединены между собой перепускной трубой, причем, по меньшей мере, нижний из них снабжен регулирующим механизмом и выполнен со сквозным осевым каналом. При этом отсекатели с перепускной трубой спущены и установлены в соответствующих ниппелях одновременно либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники, либо путем свободного падения. Причем либо только отсекатель для нижнего пласта, либо оба отсекателя гидравлического действия образуют между своими корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, соединенную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб. При этом управляемые элементы отсекателей выполнены в виде либо подпружиненного поршня для нижнего и/или верхнего пластов, либо скользящей гильзы или же подпружиненного или заряженного газом сильфона для верхнего пласта, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем они имеют исполнения и/или характеристики, например, их пар, диаметров, усилий пружин и/или давления зарядки газом сильфона, в соответствии с параметрами управляемых ими пластов.The system of embodiment 10 includes equipping the pipe string with at least: packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts; electric submersible installation, without or with a casing equipped with telemetry and located below the packers; nipples with axial, lateral and eccentric channels above and below the upper packer; coupling with axial, lateral and eccentric channels under the lower packer; bypass tubes between the nipples and the coupling; shutoffs, for the lower and upper layers, above the electric submersible installation, located in the corresponding nipples above and between the packers, and consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element with a locking assembly is located. The objective of the invention is achieved in that the cutoffs for the lower and upper layers, without or with a pressure equalizer, are interconnected by a bypass pipe, and at least the lower of them is equipped with a control mechanism and is made with a through axial channel. At the same time, shutoff valves with a bypass pipe are deflated and installed in the corresponding nipples at the same time either on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, either by cable technique or by free fall. Moreover, either only a cutoff for the lower layer, or both cutoffs of hydraulic action form a working chamber between their body and the controlled element, hydraulically connected to the pipe string or additional pipe string. In this case, the controlled elements of the cut-offs are made in the form of either a spring-loaded piston for the lower and / or upper layers, or a sliding sleeve or a spring-loaded or gas-charged bellows for the upper layer, and the locking units are made in the form of a cylinder-valve-plunger or supporting saddle pair - “stop valve”, and they have versions and / or characteristics, for example, their pairs, diameters, spring forces and / or charging pressure of the bellows gas, in accordance with the parameters of the layers controlled by them.

На фигурах 1-6 приводятся общие виды системы по варианту 1; на фигурах 7-15 приводятся частные случаи системы по варианту 1; на фигурах 16-18 приводятся общие виды системы по варианту 2; на фигурах 19-21 приводятся частные случаи системы по варианту 2; на фигурах 22-28 приводятся различные виды системы по варианту 3; на фигуре 29 приводится общий вид системы по варианту 4, 5 и 6; на фигурах 30-34 приводятся частные случаи системы по варианту 4; на фигурах 35-40 приводятся частные случаи системы по варианту 5; на фигурах 41-47 приводятся частные случаи системы по варианту 6; на фигуре 48 приводится общий вид системы по варианту 7 и 8; на фигурах 49-51 приводятся частные случаи системы по варианту 7 и 8; на фигуре 52 приводится общий вид варианта 9; на фигурах 53 и 54 приводятся частные случаи варианта 9; на фигуре 55 приводится общий вид системы по варианту 10.In figures 1-6 are General views of the system according to option 1; in figures 7-15 are particular cases of the system according to option 1; in figures 16-18 are General views of the system according to option 2; in figures 19-21 are particular cases of the system according to option 2; in figures 22-28 are various views of the system according to option 3; figure 29 shows a General view of the system according to option 4, 5 and 6; in figures 30-34 are particular cases of the system according to option 4; in figures 35-40 are particular cases of the system according to option 5; in figures 41-47 are particular cases of the system according to option 6; the figure 48 shows a General view of the system according to option 7 and 8; in figures 49-51 are particular cases of the system according to option 7 and 8; the figure 52 shows a General view of option 9; in figures 53 and 54 are particular cases of option 9; figure 55 shows a General view of the system according to option 10.

Системы по варианту 1, 2 и 3 (фиг.1-28) включают в себя спуск в скважину на колонне труб 1 (например, типа НКТ) пакера 2 (гидравлического, механического, гидромеханического или электрического действия) и, в частном случае, выше его разъединителя (гидравлического или механического действия), состоящего из двух - несъемной 3 и съемной 4 - частей. В частном случае съемная часть 4 разъединителя расцепляется от его несъемной 3 части выше пакера 2 и извлекается из скважины с подъемом колонны труб 1. При этом пакер 2 между пластами устанавливается либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой (например, типа УЭЦН). В последнем случае если пакер 2 гидравлического действия, то он посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления внутри пакера 2, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного трубного давления внутри пакера 2, либо же при целенаправленном и кратковременном создании избыточного трубного давления внутри пакера 2.The systems of embodiment 1, 2 and 3 (Figs. 1-28) include descent into the well on a pipe string 1 (for example, tubing type) of packer 2 (hydraulic, mechanical, hydromechanical or electrical) and, in a particular case, higher its disconnector (hydraulic or mechanical action), consisting of two - fixed 3 and removable 4 - parts. In the particular case, the removable part 4 of the disconnector is disconnected from its non-removable 3 parts above the packer 2 and removed from the well with the rise of the pipe string 1. In this case, the packer 2 between the layers is installed either separately before the electric submersible installation is lowered into the well, or simultaneously with the electric submersible installation (for example type ESP). In the latter case, if the packer 2 is hydraulic, then it is set automatically either at the start of the electric submersible installation and, accordingly, the increase in pipe pressure inside the packer 2, or with the targeted creation and maintenance of excessive pipe pressure inside the packer 2, or with the targeted and short-term creation of excess pipe pressure inside packer 2.

Электропогружная установка состоит, по меньшей мере, из насоса 5 и электродвигателя 6, без или с кожухом 7 (для достаточного охлаждения электродвигателя 6 при расположении его между двумя пластами), а также из входа (приемного модуля) 8 и телеметрии 9 (ТМС) для измерения в реальном времени давления на уровне насоса 5.The electric submersible installation consists of at least a pump 5 and an electric motor 6, without or with a casing 7 (for sufficient cooling of the electric motor 6 when it is located between two layers), as well as an input (receiving module) 8 and telemetry 9 (TMS) for real-time measurements of pressure at the pump level 5.

Электропогружная установка оснащена хвостовиком 10 (из одной или нескольких труб или патрубка, или полой штанги) и отсекателем 11 для нижнего пласта. Хвостовик 10 при наличии разъединителя не жестко, но герметично связан с пакером 2, а при его отсутствии или при наличии разъединителя аварийного назначения, наоборот, жестко соединен с пакером 2.The electric submersible installation is equipped with a shank 10 (from one or several pipes or a pipe, or a hollow rod) and a cutoff 11 for the lower layer. The shank 10 in the presence of a disconnector is not rigidly but tightly connected to the packer 2, and in the absence thereof or in the presence of an emergency disconnector, on the contrary, is rigidly connected to the packer 2.

Отсекатель 11, в зависимости от условия эксплуатации, размещен либо непосредственно под телеметрией 9 или под кожухом 7 (например, см. фиг.1), либо на заданной глубине хвостовика 10 (например, см. фиг.6), либо в съемной части 4 разъединителя (например, см. фиг.3), либо непосредственно над (например, см. фиг.28) или под пакером 2 (например, см. фиг.2).The cutter 11, depending on the operating conditions, is placed either directly under the telemetry 9 or under the casing 7 (for example, see Fig. 1), or at a predetermined depth of the shank 10 (for example, see Fig. 6), or in the removable part 4 the disconnector (for example, see Fig.3), either directly above (for example, see Fig.28) or under the packer 2 (for example, see Fig.2).

Колонна труб 1 выше электропогружной установки снабжена либо муфтой 12 с боковым отводом 13 (например, см. фиг.1), либо муфтой 12 с боковым отводом 13 и ниже его ниппелем 14 с осевым (посадочным) каналом 15 (например, см. фиг.2, 3), в частности для съемного клапана 16 (фиг.2), либо ниппелем 14 с боковым отводом 13, со сквозным эксцентричным 17 и несквозным 18 осевым каналами (фиг.6), либо ниппелем 14 с боковым отводом 13 и сквозным осевым (посадочным) каналом 19 (фиг.5), либо же ниппелем 14 с двумя боковыми отводами 13, со сквозным эксцентричным 17 и несквозным 18 (например, см. фиг.16) или сквозным 19 осевым (посадочным) каналами (например, см. фиг.17). В осевой (посадочный) канал 18 или 19 ниппеля 14 может быть спущен разделитель 20 двух полостей на дополнительной колонне труб 21 меньшего диаметра (фиг.3, 4, 6, 10-16, 18, 19-21, 28), например, выполненный в виде колонны НКТ или полых штанг. При этом дополнительная колонна труб 21 может быть снабжена боковым обратным клапаном 22 (фиг.4, 6, 16, 18, 28) для создания в ней избыточного давления через колонны труб 1. В осевой канал 18 или 19 ниппеля 14 может быть установлен съемный клапан 16 в виде штуцера без или с шаром (фиг.2, 5, 17) для создания депрессии и управления отсекателем 11. Кроме того, либо отсекатель 11 выполнен с одним (например, см. фиг.1, 4, 5) или двумя (например, см. фиг.16-18) боковыми вводами 23, либо же хвостовик 10 снабжен дополнительной муфтой 24 с боковым вводом 23 (например, см. фиг.2, 3, 6). При этом ниже и выше электропогружной установки боковые ввод 23 и отвод 13 по варианту 1, соответственно, отсекателя 11 и муфты 12 (например, см. фиг.1) или отсекателя 11 и ниппеля 14 (например, см. фиг.4, 5), или же двух муфт 24 и 12 (например, см. фиг.2, 3) соединены между собой гидравлической трубкой 25, например, выполненной в виде стальной импульсной трубки. А также два боковых ввода 23 и два боковых отвода 13 по варианту 2, соответственно, отсекателя 11 и ниппеля 14 (например, см. фиг.16, 17) или же отсекателя 11 и двух муфт 12 и 24 (например, см. фиг.18) соединены между собой двумя гидравлическими трубками 25. При этом одна или две гидравлические трубки 25 проходят снаружи электропогружной установки или же внутри кожуха 7 (фиг.1, 3). Также боковой отвод 13 муфты 12 или ниппеля 14 может быть снабжен боковым обратным клапаном 22 (например, см. фиг.5), закрывающим проход бокового отвода 13 при аварийном случае - возникновении через него перетока флюида в случае порыва гидравлической трубки 25.The pipe string 1 above the electric submersible is equipped with either a sleeve 12 with a lateral outlet 13 (for example, see FIG. 1), or a sleeve 12 with a lateral outlet 13 and below it with a nipple 14 with an axial (landing) channel 15 (for example, see FIG. 2, 3), in particular for a removable valve 16 (FIG. 2), either with a nipple 14 with a lateral outlet 13, with a through eccentric 17 and a non-through 18 axial channels (FIG. 6), or with a nipple 14 with a lateral outlet 13 and a through axial (landing) channel 19 (Fig. 5), or a nipple 14 with two lateral outlets 13, with a through eccentric 17 and through hole 18 (for example, see Fig.16) or through 19 axial (landing) channels (for example, see Fig.17). In the axial (landing) channel 18 or 19 of the nipple 14, a separator 20 of two cavities on an additional pipe string 21 of smaller diameter (FIGS. 3, 4, 6, 10-16, 18, 19-21, 28), for example, made in the form of a tubing string or hollow rods. In this case, the additional pipe string 21 can be equipped with a side check valve 22 (FIGS. 4, 6, 16, 18, 28) to create excess pressure in it through the pipe string 1. A removable valve can be installed in the axial channel 18 or 19 of the nipple 14. 16 in the form of a fitting without or with a ball (FIGS. 2, 5, 17) to create a depression and control the cutoff 11. In addition, either the cutoff 11 is made with one (for example, see FIGS. 1, 4, 5) or two ( for example, see FIGS. 16-18) with lateral inlets 23, or the shank 10 is provided with an additional sleeve 24 with side inlets 23 (for example, see FIGS. 2, 3, 6). At the same time, below and above the electric submersible installation, the lateral inlet 23 and outlet 13 according to option 1, respectively, of the shut-off device 11 and the sleeve 12 (for example, see Fig. 1) or the shut-off device 11 and the nipple 14 (for example, see Fig. 4, 5) , or two couplings 24 and 12 (for example, see figure 2, 3) are interconnected by a hydraulic tube 25, for example, made in the form of a steel impulse tube. As well as two lateral inlets 23 and two lateral outlets 13 according to embodiment 2, respectively, of the shut-off device 11 and the nipple 14 (for example, see Fig. 16, 17) or of the shut-off device 11 and two couplings 12 and 24 (for example, see. FIG. 18) are interconnected by two hydraulic tubes 25. In this case, one or two hydraulic tubes 25 pass outside the electric submersible installation or inside the casing 7 (Fig.1, 3). Also, the lateral outlet 13 of the coupling 12 or the nipple 14 can be equipped with a lateral check valve 22 (for example, see Fig. 5), which closes the passage of the lateral outlet 13 in the event of an emergency - the flow of fluid through it in case of rupture of the hydraulic tube 25.

Отсекатель 11 для нижнего пласта по варианту 1, 2 и 3 (фиг.7-15, 19-28, 30-47, 49-51, 53) состоит из корпуса 26 с пропускным каналом 27 (например, в виде одного или нескольких отверстий или щелей или канала произвольной формы). Внутри корпуса 26 размещен управляемый элемент 28 (например, см. фиг.1-6) либо в виде подпружиненного (пружина 29) поршня 30 со сквозным осевым каналом (фиг.10) или без него (например, см. фиг.7-9), либо в виде свободного поршня 30 (например, см. фиг.19) или сильфона 31 (например, см. фиг.20), либо же подпружиненного (пружина 29) и/или заряженного давлением газа сильфона 31 через узел зарядки 32 (например, см. фиг.11-15, 22-28). Управляемый элемент 28 взаимодействует (в частности, через шток 33) с запорным узлом 34 (например, см. фиг.1-6). Здесь последний выполнен в виде пары «цилиндр 35 - затвор плунжерный 36» (фиг.7-10, 19) или «седло опорное 37 - затвор упорный 38» (фиг.11-15, 20-28). При этом поршень 30 или сильфон 31 взаимодействует или непосредственно (фиг.10, 19), или же через шток 33 (фиг.7-9, 11-15, 20-28) с затвором плунжерным 36 или затвором упорным 38.The cutter 11 for the lower reservoir according to option 1, 2 and 3 (Fig.7-15, 19-28, 30-47, 49-51, 53) consists of a housing 26 with a passage channel 27 (for example, in the form of one or more holes or slots or a channel of arbitrary shape). A controlled element 28 is placed inside the housing 26 (for example, see Figs. 1-6) either in the form of a spring-loaded (spring 29) piston 30 with or without an axial channel (Fig. 10) (for example, see Figs. 7-9 ), either in the form of a free piston 30 (for example, see Fig. 19) or a bellows 31 (for example, see Fig. 20), or spring-loaded (spring 29) and / or charged by the gas pressure of the bellows 31 through the charging unit 32 ( for example, see Figs. 11-15, 22-28). The controlled element 28 interacts (in particular, through the rod 33) with the locking node 34 (for example, see Fig.1-6). Here, the latter is made in the form of a pair of "cylinder 35 - valve plug 36" (Fig.7-10, 19) or "saddle support 37 - valve stop 38" (Fig.11-15, 20-28). In this case, the piston 30 or the bellows 31 interacts either directly (Fig. 10, 19), or through the stem 33 (Figs. 7-9, 11-15, 20-28) with a shutter with a plunger 36 or a stop with a stop 38.

Отсекатель 11 по варианту 1 между корпусом 26 и поршнем 30 или сильфоном 31 образует рабочую камеру 39, соединенную гидравлически с колонной труб 1 или дополнительной колонной труб 21 (фиг.1-15). А отсекатель 11 по варианту 2 между корпусом 26 и поршнем 30 или сильфоном 31 образует две рабочие камеры 39 и 40 (фиг.19-21), одна из которых 39 или 40 соединена гидравлически с колонной труб 1, а другая, соответственно, 40 или 39 соединена с дополнительной колонной труб 21, или же обе 39 и 40 соединены гидравлически с колонной труб 1 над и под ниппелем 14 со съемным клапаном 16 (фиг.17). При этом рабочая камера 39 или 40 отсекателя 11 по варианту 1 и 2, в случае необходимости измерения давления в них, а значит, и на выходе насоса 5 электропогружной установки, гидравлически связаны непосредственно с телеметрией 9.The cutter 11 according to option 1 between the housing 26 and the piston 30 or the bellows 31 forms a working chamber 39, hydraulically connected to the pipe string 1 or an additional pipe string 21 (FIGS. 1-15). And the shut-off device 11 according to option 2 between the housing 26 and the piston 30 or bellows 31 forms two working chambers 39 and 40 (Figs. 19-21), one of which 39 or 40 is hydraulically connected to the pipe string 1, and the other, respectively, 40 or 39 is connected to an additional pipe string 21, or both 39 and 40 are hydraulically connected to the pipe string 1 above and below the nipple 14 with a removable valve 16 (FIG. 17). In this case, the working chamber 39 or 40 of the shut-off device 11 according to option 1 and 2, if necessary, measures the pressure therein, and, therefore, at the outlet of the pump 5 of the electric submersible installation, are hydraulically connected directly to telemetry 9.

Отсекатель 11 может быть выполнен по принципу действия авторучки. При этом он дополнительно снабжается регулирующим механизмом для фиксирования закрытия и открытия его положений. Причем, регулирующий механизм может быть выполнен в разных конструкциях, в частности, в виде вращающейся на штоке 33 (например, см. фиг.7-10) или в корпусе 26 (например, см. фиг.32) кодовой втулки 41 со сквозными или глухими фигурными (длинным и коротким) пазами 42 под ограничитель 43, соответственно, в корпусе 26 или на штоке 33.The cutter 11 can be made according to the principle of action of a fountain pen. At the same time, it is additionally equipped with a regulating mechanism for fixing the closing and opening of its positions. Moreover, the regulating mechanism can be made in different designs, in particular, in the form of a code sleeve 41 with through or through rotating on the rod 33 (for example, see Fig. 7-10) or in the case 26 (for example, see Fig. 32) blind curly (long and short) grooves 42 under the stopper 43, respectively, in the housing 26 or on the rod 33.

Отсекатель 11 по варианту 3 (фиг.22-28) выполнен с эксцентричным каналом 44 корпуса 26. Для уравнивания давления под и над отсекателем 11 его затвор упорный 38 может быть выполнен с внутренним уравнительным конусом 45 (фиг.23). А также для измерения давления на входе отсекателя 11, а значит, и на забое нижнего пласта, полость корпуса 26 над седлом опорным 37 соединена гидравлически непосредственно с датчиком давления телеметрии 9. Для обеспечения работы отсекателя 11 от давления только на входе 8 насоса 5, либо диаметр затвора упорного 38 в седле опорном 37 или диаметр уравнительного конуса 45 внутри затвора упорного 38 выполнены равным эффективному диаметру сильфона 31, либо же затвор упорный 38 снабжен компенсатором 46 с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом 47, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса 26 под компенсатором 46 и над седлом опорным 37 (фиг.24-28). Затвор упорный 38 над или под седлом опорным 37 имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида нижнего пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным 37 и затвором упорным 38. При этом сильфон 31 находится с одной стороны под заданным давлением зарядки газа (фиг.22-26) или же как под давлением зарядки газа, так и под усилием пружины (фиг.27), а с другой стороны - только под давлением на входе 8 электропогружной установки.The cutter 11 according to option 3 (Fig.22-28) is made with an eccentric channel 44 of the housing 26. To equalize the pressure under and above the cutter 11, its stop valve 38 can be made with an internal equalizing cone 45 (Fig.23). And also to measure the pressure at the inlet of the cutoff 11, and therefore at the bottom of the lower layer, the cavity of the housing 26 above the saddle support 37 is connected hydraulically directly to the telemetry pressure sensor 9. To ensure that the cutoff 11 is not pressurized only at the inlet 8 of pump 5, or the diameter of the stop of the stop 38 in the saddle of the support 37 or the diameter of the equalizing cone 45 inside the stop of the stop 38 is made equal to the effective diameter of the bellows 31, or the stop of the stop 38 is equipped with a compensator 46 with an equal diameter in the form of a piston with an equalization channel 47, hydraulically interconnecting the two cavities of the housing 26 under the compensator 46 and above the saddle support 37 (Fig.24-28). The stop valve 38 above or below the seat support 37 has a predetermined limited stroke, which ensures, when the shut-off unit is open, the fluid flow of the lower reservoir is narrowed in the annular space between the seat of the support 37 and the stop valve 38. In this case, the bellows 31 is on one side under a predetermined gas charging pressure (Fig.22-26) or under pressure of gas charging, and under the force of the spring (Fig.27), and on the other hand, only under pressure at the inlet 8 of the electric submersible installation.

Системы по варианту 1-3 функционируют путем создания избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21 либо с помощью устьевого насоса или компрессора, либо с помощью самой электропогружной установки - УЭЦН, изменяя обороты ее электродвигателя 6 (ПЭД) частотным преобразователем, либо путем временного перекрытия и затем открытия на устье скважины проходного сечения задвижки или регулятора (штуцера) при работе УЭЦН (фиг.1-28).The systems of option 1-3 operate by creating excess pressure in the pipe string 1 or additional pipe string 21 either using a wellhead pump or compressor, or using the electric submersible unit itself - ESP, changing the speed of its electric motor 6 (PED) with a frequency converter, or by temporary overlap and then opening at the wellhead the bore of the valve or regulator (fitting) during operation of the ESP (Fig.1-28).

Дополнительная колонна труб 21 если снабжена боковым обратным клапаном 22 (например, см. фиг.4, 6, 16), то избыточное давление в ней может быть обеспечено кратковременным увеличением и затем уменьшением давления в колонне труб 1, например, путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе УЭЦН. При этом избыточное давление в колонне труб 1 также будет передаваться через боковой обратный клапан 22 в полость дополнительной колонны труб 21, причем при дальнейшем уменьшении его в колонне труб 1 избыточное давление в дополнительной колонне труб 21 будет сохраняться за счет закрытия бокового обратного клапана 22 (это давление при необходимости может стравливаться с устья скважины).An additional pipe string 21, if equipped with a side check valve 22 (for example, see Figs. 4, 6, 16), then an overpressure in it can be provided by a short-term increase and then a decrease in pressure in the pipe string 1, for example, by temporarily shutting off and then opening at the mouth of the orifice of the valve or regulator during operation of the ESP. In this case, the excess pressure in the pipe string 1 will also be transmitted through the side check valve 22 to the cavity of the additional pipe string 21, and with a further decrease in pipe string 1, the excess pressure in the additional pipe string 21 will be maintained by closing the side check valve 22 (this if necessary, pressure can be vented from the wellhead).

Если пакер 2 гидравлического действия и спущен в скважину одновременно с УЭЦН (фиг.2, 4, 5, 6, 17, 27, 28), то его уплотнительная манжета 48, расширяясь, разобщает герметично между собой пласты при повышении трубного давления. Это давление действует на площадь поршня 49 в гидрокамере 50 пакера 2 либо через колонну труб 1 или дополнительную колонну труб 21, гидравлическую трубку 25 и хвостовик 10 (фиг.2, 5, 6), либо через две последовательно расположенные гидравлические трубки 25 (фиг.4, 17), либо же через индивидуальную (предназначенную для пакера) гидравлическую трубку, аналогичную гидравлической трубке 25 (фиг.27, 28). В частном случае пакер 2 гидравлического действия (без фиксирующего шлипса) автоматически устанавливается или освобождается, соответственно, при запуске или остановке работы УЭЦН.If the packer 2 hydraulic action and lowered into the well simultaneously with the ESP (Fig.2, 4, 5, 6, 17, 27, 28), then its sealing cuff 48, expanding, separates hermetically between them with increasing pipe pressure. This pressure acts on the area of the piston 49 in the hydraulic chamber 50 of the packer 2 either through the pipe string 1 or an additional pipe string 21, a hydraulic pipe 25 and a shank 10 (FIGS. 2, 5, 6), or through two successive hydraulic tubes 25 (FIG. 4, 17), or through an individual (designed for the packer) hydraulic pipe, similar to the hydraulic pipe 25 (Fig.27, 28). In the particular case, the hydraulic action packer 2 (without a locking slip) is automatically installed or released, respectively, when the ESP starts or stops.

Отсекатель 11 по фиг.7-10 поочередно закрывается и открывается следующим образом. Создается с устья скважины заданное избыточное давление (определяемое из уравнения баланса силы отсекателя 11) в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21. Это избыточное давление действует в рабочей камере 39 на площадь поршня 30 и его перемещает вниз, поджимая пружину 29 с последующим вращением кодовой втулки 41 с фигурными (длинным и коротким) пазами 42 относительно ограничителя 43. При этом поршень 30 перемещением вниз переходит от одного фиксированного положения (например, по фиг.7 от открытого - верхнего крайнего) до не фиксированного нижнего положения (см. фиг.8). А затем стравливается избыточное давление из колонны труб 1 или дополнительной колонны труб 21. При этом поршень 30 под усилием поджатой пружины 29 поднимается вверх до другого фиксированного (соответственно, по фиг.9 до закрытого - среднего) положения. Таким образом, при перемещении поршня 30 вниз вращается кодовая втулка 41 относительно ограничителя 43, отделяясь от одного упора фигурных пазов 42, а затем, при возвращении поршня 30 вверх, продолжается вращение кодовой втулки 41 до другого упора фигурных пазов 42 к ограничителю 43, тем самым обеспечивается поочередно закрытие и открытие отсекателя 11 по принципу действия авторучки.The cutter 11 in Fig.7-10 alternately closes and opens as follows. A predetermined excess pressure (determined from the equation of balance of force of the cutter 11) is created from the wellhead in the pipe string 1 or in an additional pipe string 21. This overpressure acts in the working chamber 39 on the area of the piston 30 and moves it down, compressing the spring 29 with subsequent rotation of the code bushings 41 with curly (long and short) grooves 42 relative to the stop 43. In this case, the piston 30 moves downward from one fixed position (for example, in FIG. 7 from the open - upper end) to the non-fixed low position (see Fig.8). And then the excess pressure is vented from the pipe string 1 or an additional pipe string 21. In this case, the piston 30 rises up to the other fixed position (respectively, in FIG. 9 to the closed - middle position) under the force of the pressed spring 29. Thus, when the piston 30 moves down, the code sleeve 41 rotates relative to the stop 43, separating from one stop of the curly grooves 42, and then, when the piston 30 returns up, the code sleeve 41 continues to move to the other stop of the curly grooves 42 to the stop 43, thereby closing and opening of the cutter 11 is alternately provided according to the principle of the action of a fountain pen.

Отсекатель 11 по фиг.11-15, в зависимости от расположения затвора упорного 38 над или под седлом опорным 37, закрывается или открывается с перемещением сильфона 31 в одну строну при создании заданного избыточного давления в рабочей камере 39, а наоборот, открывается или закрывается с перемещением сильфона 31 в другую строну под усилием пружины 29 и/или давления его зарядки при снижении избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21.The cutoff 11 in Fig.11-15, depending on the location of the stop valve 38 above or below the seat support 37, closes or opens with the movement of the bellows 31 in one side when creating a given overpressure in the working chamber 39, but on the contrary, opens or closes by moving the bellows 31 to another side under the force of the spring 29 and / or its charging pressure while reducing the excess pressure in the pipe string 1 or an additional pipe string 21.

Отсекатель 11 по фиг.16-21 перемещением в одну и другую сторону поршня 30 или сильфона 31, при создании и поддержании заданного избыточного давления в одной из рабочих камер 39, 40 закрывается или открывается, а при стравливании избыточного давления из нее, наоборот, открывается или закрывается под воздействием давления на выходе электропогружной установки, а значит, и в другой рабочей камере 40 или 39.The cutter 11 in Fig.16-21 moving to one or the other side of the piston 30 or bellows 31, when creating and maintaining a given pressure in one of the working chambers 39, 40 closes or opens, and when bleeding the pressure from it, on the contrary, opens or closes under the influence of pressure at the outlet of the electric submersible installation, and therefore in another working chamber 40 or 39.

Отсекатель 11 по фиг.22-28, в зависимости от расположения затвора упорного 38 над или под седлом опорным 37, закрывается или открывается с перемещением сильфона 31 в одну строну при создании заданного избыточного давления на входе (приемном модуле) 8 электропогружной установки, а значит, и в рабочей камере 39, и наоборот, открывается или закрывается с перемещением сильфона 31 в другую строну под давлением зарядки газа при снижении избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21.The cutoff 11 in Fig.22-28, depending on the location of the stop valve 38 above or below the seat support 37, closes or opens with the movement of the bellows 31 in one side when creating a given overpressure at the inlet (receiving module) 8 of the electric submersible installation, and therefore , and in the working chamber 39, and vice versa, it opens or closes with the movement of the bellows 31 to another side under the gas charging pressure while reducing the overpressure in the pipe string 1 or an additional pipe string 21.

При управлении отсекателем 11 по варианту 1-3 давления на входе (приемном модуле) 8 и на выходе 51 насоса 5 измеряются с помощью телеметрии 9, снабженной одним или двумя датчиками 52, гидравлически соединенными с входом 8 и выходом 51 насоса 5. При этом замеры давления передаются к устью скважины в реальном времени через силовой кабель 53 электродвигателя 6 (фиг.1-28).When controlling the shut-off device 11 according to version 1-3, the pressures at the inlet (receiving module) 8 and at the output 51 of the pump 5 are measured using telemetry 9, equipped with one or two sensors 52, hydraulically connected to the input 8 and the output 51 of the pump 5. In this case, the measurements pressures are transmitted to the wellhead in real time through the power cable 53 of the electric motor 6 (Fig.1-28).

При работе насоса 5 флюид верхнего пласта всегда поступает в колонну труб 1 или 21 чрез вход 8 (приемный модуль) насоса 5. При открытии отсекателя 11 флюид также из нижнего пласта поступает в приемный модуль насоса 5. А при закрытии отсекателя 11 насос 5 только добывает флюид из верхнего пласта, что позволяет провести раздельно исследование и учет его параметров.When pump 5 is operating, the fluid of the upper layer always enters the pipe string 1 or 21 through the inlet 8 (receiving module) of pump 5. When opening the shut-off device 11, fluid also flows from the lower layer to the receiving module of pump 5. And when the shut-off valve 11 is closed, pump 5 only produces fluid from the upper reservoir, which allows a separate study and consideration of its parameters.

Системы по варианту 4, 5 и 6 (фиг.29-47) также включают в себя спуск в скважину на колонне труб 1 электропогружной установки, состоящей, по меньшей мере, из насоса 5, электродвигателя 6 (в частном случае, с кожухом 7 для достаточного охлаждения его при расположении ниже пластов), входа 8 (приемного модуля) насоса 5 и телеметрии 9 (для измерения в реальном времени давления и температуры на уровне насоса 5) и выше его пакера 54 с кабельным вводом. При этом ниже и выше пакера 54 спускаются, соответственно, муфты 24 и ниппель 14, выполненные каждый из них с осевым 19, боковым 13 и эксцентричным 17 каналами. В ниппель 14 устанавливается отсекатель 55 для верхнего пласта. При этом отсекатель 55 отдельно или совместно с перепускной трубой 56 спускается в ниппель 14 либо на дополнительной колонне труб 21 (в частном случае с боковым обратным клапаном 22 по фигуре 29 и/или перепускным блоком 57 по фигуре 36), или же устанавливается в ниппель 14 с помощью канатной техники или свободным падением - свободным сбросом (фиг.30). Отсекатель 55 может быть выполнен с уравнителем давлением 58 (фиг.30-32, 41-47) для уравновешивания давления под и над ним перед извлечением его из ниппеля 14. При этом боковой обратный клапан 22 дополнительной колонны труб 21 позволяет создавать избыточное давление в ней через колонну труб 1, а перепускной блок 57 обеспечивает через себя циркуляцию или слив жидкости как при спуске, так и при подъеме дополнительной колонны труб 1. Причем после установки отсекателя 55 в ниппеле 14 перепускной блок 57 закрывается под частичной нагрузкой дополнительной колонны труб 21.The systems of embodiment 4, 5 and 6 (Figs. 29-47) also include a descent into the well on a pipe string 1 of an electric submersible installation consisting of at least a pump 5, an electric motor 6 (in a particular case, with a casing 7 for sufficient cooling it when located below the seams), input 8 (receiving module) of pump 5 and telemetry 9 (for real-time measurement of pressure and temperature at the level of pump 5) and above its packer 54 with cable entry. At the same time, below and above the packer 54, respectively, the couplings 24 and the nipple 14, made each of them with an axial 19, side 13 and eccentric 17 channels, descend. A cutoff 55 for the upper formation is installed in the nipple 14. In this case, the cutoff 55 separately or together with the bypass pipe 56 is lowered into the nipple 14 or on an additional pipe string 21 (in the particular case with the side check valve 22 in figure 29 and / or the bypass block 57 in figure 36), or it is installed in the nipple 14 using cable technology or free fall - free discharge (Fig.30). The cutoff 55 can be made with a pressure equalizer 58 (Fig.30-32, 41-47) to balance the pressure below and above it before removing it from the nipple 14. In this case, the side check valve 22 of the additional pipe string 21 allows you to create excess pressure in it through the pipe string 1, and the bypass unit 57 circulates or drains the liquid through itself both during the descent and when lifting the additional pipe string 1. Moreover, after installing the shutoff device 55 in the nipple 14, the bypass unit 57 closes under a partial load of the additional pipe Tubes 21.

Отсекатель 55 гидравлического действия с поршнем 30 или сильфоном 31 выполняется по аналогии отсекателя 11 для нижнего пласта. А отсекатель 55 механического действия (в отличие от отсекателя 11) снабжается управляемым элементом 28 (фиг.29) в виде скользящей гильзы 59 (фиг.34). В случае необходимости отбивки (определение с помощью эхолота) динамического уровня и стравливания свободного пластового газа из-под пакера 54 вход (приемный модуль) 8 насоса 5 электропогружной установки через сквозной осевой канал 60 поршня 30 (фиг.33) или скользящей гильзы 59 (фиг.34) соединяется гидравлически с полостью дополнительной колонны труб 21.The hydraulic shut-off device 55 with the piston 30 or bellows 31 is made by analogy with the lower cut-off device 11. And the cut-off 55 of the mechanical action (in contrast to the cut-off 11) is provided with a controlled element 28 (Fig. 29) in the form of a sliding sleeve 59 (Fig. 34). If it is necessary to beat off (determine with an echo sounder) the dynamic level and bleed free formation gas from under the packer 54, the inlet (receiving module) 8 of the pump 5 of the electric submersible installation through the through axial channel 60 of the piston 30 (Fig. 33) or the sliding sleeve 59 (Fig. .34) is hydraulically connected to the cavity of the additional pipe string 21.

Отсекатель 55 для верхнего пласта также образует между корпусом 26 и управляемым элементом 28 одну 39 (фиг.30-32, 41-47) или две 39 и 40 (фиг.35-40) рабочие камеры. При этом рабочая камера 39 или 40 соединена с выходом 51 насоса 5 через полость колонны труб 1 или же дополнительной колонны труб 21.The cutter 55 for the upper layer also forms between the housing 26 and the controlled element 28 one 39 (Fig.30-32, 41-47) or two 39 and 40 (Fig.35-40) working chambers. While the working chamber 39 or 40 is connected to the output 51 of the pump 5 through the cavity of the pipe string 1 or an additional pipe string 21.

В системе 4-6 пакер 54 выполнен аналогично пакеру 2. Однако пакер 54, в отличие от пакера 2, имеет внутренний или наружный кабельный ввод для прохождения и уплотнения силового кабеля 53 от электродвигателя 6, причем он спускается в скважину только одновременно с электропогружным насосом (например, УЭЦН). Пакер 54 если выполнен гидравлического действия, то он может быть также установлен или освобожден автоматически, соответственно, при запуске или остановке работы насоса 5.In the system 4-6, the packer 54 is made similar to the packer 2. However, the packer 54, in contrast to the packer 2, has an internal or external cable entry for passing and sealing the power cable 53 from the electric motor 6, and it descends into the well only simultaneously with the electric submersible pump ( e.g. ESP). Packer 54 if performed hydraulic action, it can also be installed or released automatically, respectively, when starting or stopping the operation of the pump 5.

Системы по варианту 4, 5 и 6 (фиг.30-33, 35-47) гидравлического действия функционируют аналогично системам по варианту 1, 2 и 3, то есть путем создания избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21, либо с помощью устьевого насоса или компрессора, либо с помощью самой электропогружной установки - УЭЦН, изменяя обороты ее электродвигателя 6 (ПЭД), либо путем временного перекрытия и затем открытия на устье скважины проходного сечения задвижки или регулятора при работе УЭЦН.The systems of embodiment 4, 5 and 6 (FIGS. 30-33, 35-47) of hydraulic action operate similarly to the systems of embodiment 1, 2 and 3, that is, by creating excess pressure in the pipe string 1 or an additional pipe string 21, or using a wellhead pump or compressor, or using the electric submersible unit itself - ESP, changing the speed of its electric motor 6 (PED), or by temporarily blocking and then opening the bore of the valve or regulator at the wellhead during operation of the ESP.

Система по варианту 4 с отсекателем 55 механического действия (фиг.34) функционирует следующим образом. Спускается с помощью канатной техники на проволоке до глубины отсекателя 55 набор инструментов с кувалдой и, ударяя вниз или верх по скользящей гильзе 59, закрывает или открывает его запорный узел.The system of embodiment 4 with a mechanical shutoff 55 (Fig. 34) operates as follows. Using a cable technique, a set of tools with a sledgehammer is lowered to the depth of cutter 55 using a wire technique and, hitting down or upward on the sliding sleeve 59, closes or opens its locking assembly.

При работе насоса 5 флюид нижнего пласта всегда поступает в колонну труб 1 или 21 через вход 8 (приемный модуль) насоса 5. При открытом отсекателе 55 (например, см. фиг.29) флюид верхнего пласта также поступает в приемный модуль через перепускную трубу 56. А при закрытии отсекателя 55 насос 5 добывает флюид только из нижнего пласта, что позволяет провести раздельно исследование и учет его параметров.When pump 5 is in operation, the lower formation fluid always enters the pipe string 1 or 21 through the inlet 8 (receiving module) of pump 5. With the shut-off device 55 open (for example, see FIG. 29), the upper formation fluid also enters the receiving module through the bypass pipe 56 . And when the shut-off valve 55 is closed, the pump 5 produces fluid only from the lower reservoir, which allows a separate study and consideration of its parameters.

Системы по вариантам 7 и 8 (фиг.48-51) включают в себя оснащение скважины как отсекателем 11 для нижнего пласта по вариантам 1-3, так и отсекателем 55 для верхнего пласта по вариантам 4-6. При этом управляемые элементы (например, в виде поршня 30, скользящей гильзы 59 или сильфона 31) и запорные узлы (например, в виде пары «цилиндр 35 - затвор плунжерный 36» или «седло опорное 37 - затвор упорный 38») отсекателей 11 и 55 имеют исполнение и/или характеристики (например, их пар, диаметров, усилий пружин 29 и/или давления зарядки газа) в соответствии с параметрами управляемых ими пластов. Здесь оба отсекателя 11 и 55 могут быть гидравлического действия (например, см. фиг.50, 51) или верхний из них 11 может быть механического действия. Один из них или оба отсекателя 11 и 55 могут быть снабжены регулирующими механизмами (например, см. фиг.49).The systems according to options 7 and 8 (Figs. 48-51) include equipping the well with both a cutoff 11 for the lower formation according to options 1-3 and a cutoff 55 for the upper formation according to options 4-6. In this case, the controlled elements (for example, in the form of a piston 30, a sliding sleeve 59 or bellows 31) and locking units (for example, in the form of a pair of “cylinder 35 - plunger shutter 36” or “supporting saddle 37 - persistent shutter 38”) cutoffs 11 and 55 have the performance and / or characteristics (for example, their pairs, diameters, spring forces 29 and / or gas charging pressure) in accordance with the parameters of the formations controlled by them. Here, both shutoffs 11 and 55 can be of hydraulic action (for example, see Figs. 50, 51) or the upper one of them 11 can be of mechanical action. One of them or both of the cut-offs 11 and 55 can be equipped with control mechanisms (for example, see Fig. 49).

Системы по вариантам 7 и 8 гидравлического действия функционируют также путем создания избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21, либо с помощью устьевого насоса или компрессора, либо с помощью самой электропогружной установки - УЭЦН, изменяя обороты ее электродвигателя 6 (ПЭД), либо путем временного перекрытия и затем открытия на устье скважины проходного сечения задвижки или регулятора при работе УЭЦН. При этом отсекатели 11 и 55 закрываются и открываются либо от создаваемого и поддерживаемого избыточного давления, либо от создаваемого и стравливаемого избыточного давления в колонне труб 1 и/или дополнительной колонне труб 21. Если отсекатель 11 механического действия, то он открывается и закрывается механическим воздействием на управляемый элемент 28.The systems according to options 7 and 8 of hydraulic action also function by creating excess pressure in the pipe string 1 or additional pipe string 21, either using a wellhead pump or compressor, or using the electric submersible unit itself - ESP, changing the speed of its electric motor 6 (SEM), or by temporarily blocking and then opening at the wellhead a bore of the gate or regulator during operation of the ESP. In this case, the shut-off valves 11 and 55 are closed and opened either from the generated and maintained overpressure, or from the generated and bleed overpressure in the pipe string 1 and / or an additional pipe string 21. If the shut-off device 11 is of mechanical action, it opens and closes by mechanical action on managed element 28.

Система по фиг.49 с двумя отсекателями 11 и 55 работает аналогично фиг.7-10 и фиг.30-32. При этом либо один отсекатель 11 управляется от давления в дополнительной колонне труб 21, а другой отсекатель 55 - от давления колонны труб 1, либо оба отсекателя 11 и 55 управляются от разных давлений в колонне труб 1.The system of FIG. 49 with two cutoffs 11 and 55 operates similarly to FIGS. 7-10 and FIGS. 30-32. In this case, either one cutoff 11 is controlled from the pressure in the additional pipe string 21, and the other cutoff 55 is controlled from the pressure of the pipe string 1, or both shutoffs 11 and 55 are controlled from different pressures in the pipe string 1.

Система по фиг.50 с двумя отсекателями 11 и 55 работает аналогично фиг.22-28 и фиг.43, 46, 47. При этом она работает под воздействием на ее сильфоны 31 трех заданных - среднего, нижнего и верхнего значений давления на входе 8 (приемном модуле) насоса 5, а именно при среднем - оба отсекателя 11 и 55 открываются, а при нижнем - один из них - верхний 55 или нижний 11 отсекатель закрывается, и при верхнем - другой из них, соответственно, нижний 11 или верхний 55 отсекатель закрывается.The system of FIG. 50 with two shutoffs 11 and 55 works similarly to FIGS. 22-28 and FIGS. 43, 46, 47. In doing so, it works under the influence of three set points on its bellows 31 — middle, lower and upper pressure values at the inlet 8 (receiving module) of pump 5, namely, on average, both cutoffs 11 and 55 open, and at the bottom, one of them - upper 55 or lower 11 cutter closes, and at the top - the other of them, respectively, lower 11 or upper 55 the cutter closes.

Система по фиг.51 с двумя отсекателями 11 и 55 работает аналогично фиг.22-28 и фиг.41, 42. При этом она работает под воздействием на ее сильфон 31 давления, соответственно, на входе (приемном модуле) 8 или на выходе 51 насоса 5.The system of FIG. 51 with two cutoffs 11 and 55 operates similarly to FIGS. 22-28 and FIGS. 41, 42. In doing so, it operates under the influence of pressure on its bellows 31, respectively, at the inlet (receiving module) 8 or at the outlet 51 pump 5.

Система по варианту 9 (фиг.52-54) является гидравлического действия и оснащена подобно варианту 1, но двумя пакерами 2, 54 и двумя секциями хвостовика 10. Здесь отсекатель 11 управляет двумя пластами скважины. Причем пакера 2 и 54 установлены либо раздельно или совместно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же оба они или только один из них - верхний установлен одновременно с электропогружной установкой на хвостовике 10. Отсекатель 11 может быть снабжен регулирующим механизмом (фиг.53). Его корпус 26 выполнен с эксцентричным пропускным каналом 44 для верхнего пласта, а запорный узел выполнен с двумя посадочными элементами 37 и между ними затвором 36 (фиг.53) или 36 и 38 (фиг.54).The system of embodiment 9 (FIGS. 52-54) is of hydraulic action and is equipped similarly to embodiment 1, but with two packers 2, 54 and two sections of the liner 10. Here, the cutter 11 controls two layers of the well. Moreover, the packers 2 and 54 are installed either separately or together before lowering the electric submersible installation into the well, or both of them or only one of them - the upper one is installed simultaneously with the electric submersible installation on the liner 10. Cutoff 11 can be equipped with a control mechanism (Fig. 53). Its body 26 is made with an eccentric passage channel 44 for the upper layer, and the locking unit is made with two landing elements 37 and between them a shutter 36 (Fig. 53) or 36 and 38 (Fig. 54).

Система 9 функционирует также путем создания избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21 либо с помощью устьевого насоса или компрессора, либо с помощью самой электропогружной установки - УЭЦН, изменяя обороты ее электродвигателя 6 (ПЭД), либо путем временного перекрытия и затем открытия на устье скважины проходного сечения задвижки или регулятора при работе УЭЦН. При работе отсекатель 11 затвором 36 или 36 и 38 либо закрывает верхний, либо закрывает нижний, либо же открывает оба посадочных элемента 37. При этом отсекатель 11 без регулирующего механизма закрывается и открывается от нескольких разных создаваемых и стравливаемых заданных избыточных давлений в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21, а значит, и в его рабочей камере 39. Эти давления приводят в разные положения поршень 30 с затвором 36 или 36 и 38 в зависимости от степени сжатия его пружины 29. А отсекатель 11 с регулирующим механизмом закрывается и открывается от одного кратковременного создаваемого и затем стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21, а значит и в его рабочей камере 39, приводящего в разные положения поршень 30 с затвором 36 или 36 и 38.The system 9 also functions by creating excess pressure in the pipe string 1 or an additional pipe string 21 either using a wellhead pump or compressor, or using the electric submersible unit itself - ESP, changing the speed of its electric motor 6 (SEM), or by temporarily closing and then opening at the wellhead, the bore of the valve or regulator during operation of the ESP. During operation, the shut-off device 11 with a shutter 36 or 36 and 38 either closes the upper one, closes the lower one, or opens both landing elements 37. In this case, the shut-off device 11 without a regulating mechanism closes and opens from several different created and drained predetermined overpressures in the pipe string 1 or an additional pipe string 21, and therefore in its working chamber 39. These pressures result in different positions of the piston 30 with a shutter 36 or 36 and 38 depending on the compression ratio of its spring 29. And the shut-off device 11 with the regulating mechanism closes opens and opens from one short-term created and then bleed predetermined overpressure in the pipe string 1 or additional pipe string 21, and hence in its working chamber 39, which leads the piston 30 with the shutter 36 or 36 and 38 to different positions.

Система по варианту 10 (фиг.55) оснащена подобно варианту 3, но двумя пакерами 2 и 54, двумя ниппелями 14 и двумя отсекателями 11 и 55. В частном случае над пакером 2 размещается разъединитель (аварийный). Здесь электропогружная установка, без или с кожухом 7 и с телеметрией 9, располагается ниже пакера 2. Один отсекатель 11 или оба отсекателя 11 и 55 снабжаются регулирующими механизмами и, по меньшей мере, отсекатель 11 выполняется со сквозным осевым каналом 60 для перетока флюида из верхнего пласта в приемный модуль насоса 5. При этом отсекатели 55 и 11 с перепускной трубой 56 спускаются и устанавливаются в соответствующих ниппелях 14 одновременно либо на дополнительной колонне труб 21 (без или с боковым обратным клапаном 22 и/или перепускным блоком 57), либо с помощью канатной техники, либо же путем свободного падения. Если оба отсекатели 11 и 55 выполнены со сквозными осевыми каналами 60, то дополнительная колонна труб 21 используется для отбивания динамического уровня, а также стравливания свободного газа из под пакеров 54 и 2.The system according to option 10 (Fig. 55) is equipped like option 3, but with two packers 2 and 54, two nipples 14 and two cutoffs 11 and 55. In the particular case, a disconnector (emergency) is located above the packer 2. Here, the electric submersible installation, without or with a casing 7 and telemetry 9, is located below the packer 2. One cut-off 11 or both cut-offs 11 and 55 are provided with control mechanisms and at least the cut-off 11 is made with a through axial channel 60 for fluid flow from the upper formation into the receiving module of the pump 5. In this case, the shutoffs 55 and 11 with the bypass pipe 56 are lowered and installed in the corresponding nipples 14 simultaneously or on an additional pipe string 21 (without or with side check valve 22 and / or bypass block 57), l for with the help of cable technology, or by free fall. If both cutoffs 11 and 55 are made with through axial channels 60, then an additional pipe string 21 is used to beat off the dynamic level, as well as to bleed free gas from under the packers 54 and 2.

Система 10 функционирует также путем создания избыточного давления в колонне труб 1 или 21 либо с помощью устьевого насоса или компрессора, либо с помощью самой электропогружной установки - УЭЦН, изменяя обороты ее электродвигателя 6 (ПЭД), либо путем временного перекрытия и затем открытия на устье скважины проходного сечения задвижки или регулятора при работе УЭЦН. При работе отсекатели 11 и 55 закрываются и открываются в одном случае - без регулирующего механизма от нескольких разных создаваемых и стравливаемых заданных избыточных давлений в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21, а в другом случае - с регулирующим механизмом от кратковременного создаваемого и затем стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб 1 или дополнительной колонне труб 21.The system 10 also functions by creating excess pressure in the pipe string 1 or 21, either using a wellhead pump or compressor, or using the electric submersible unit itself - ESP, changing the speed of its electric motor 6 (SEM), or by temporarily blocking it and then opening it at the wellhead the bore of the valve or regulator during operation of the ESP. During operation, the shut-off valves 11 and 55 are closed and opened in one case - without a regulating mechanism from several different created and drained predetermined overpressures in the pipe string 1 or an additional pipe string 21, and in another case - with a regulating mechanism from the short-term set and then etched set excess pressure in the pipe string 1 or an additional pipe string 21.

Claims (10)

1. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера, хвостовиком ниже электропогружной установки, отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки и состоящим из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия под электропогружной установкой колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами, причем боковой отвод выполнен без или с боковым обратным клапаном, а в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения, при этом ниже электропогружной установки отсекатель для нижнего пласта выполнен с боковым вводом или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом, причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя и муфты или отсекателя и ниппеля, или же дополнительной муфты и муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха, здесь отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя, при этом пакер между пластами установлен либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, причем, в последнем случае, если пакер гидравлического действия, то при увеличении давления в его гидрокамере, сообщенной с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, он посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, притом отсекатель для принудительного перемещения управляемого элемента от избыточного трубного давления образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, при этом его управляемый элемент выполнен в виде либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, либо сильфона, без или с заполненным сжатым газом, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем поршень или сильфон и/или затвор находится под заданным усилием упругого элемента, кроме того, в случае измерения трубного давления на выходе электропогружной установки или давления на забое нижнего пласта, соответственно, рабочая камера отсекателя или полость его корпуса над поршнем со сквозным осевым каналом гидравлически соединена непосредственно с телеметрией, при работе отсекатель перемещением в одну и другую стороны управляемого элемента закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и/или стравливаемого избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в его рабочей камере, с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки, а именно он либо при создании и поддержании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере принудительно закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием упругого элемента, либо же при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного трубного давления в рабочей камере поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки, причем отсекатель, в последнем случае для фиксации закрытия и открытия его состояния, дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке, вследствие этого, при создании избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения, и наоборот, при стравливании давления из нее, управляемый элемент под усилием упругого элемента переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения.1. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least a packer of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located above or between the layers above the packer, the shank below the electric submersible installation, the cutoff for the lower layer located below the electric submersible installation and consisting of a housing with a passage channel, inside which has at least a controlled element that interacts directly or through the rod with a locking unit, characterized in that for control from the wellhead through the pipe string with a hydraulic shut-off device under the electric submersible unit, the pipe string above the electric submersible unit is either equipped with a side outlet coupling, or as a sleeve with a lateral outlet, and below it with a nipple with a through axial channel, or a nipple with a side outlet, with a through eccentric and non-through or through axial channels moreover, the lateral outlet is made without or with a side non-return valve, and the separator of two cavities is lowered into the axial channel of the nipple on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a lateral non-return valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall, with this below the electric submersible installation, the cutoff for the lower reservoir is made with a lateral input or the shank is equipped with an additional coupling with a lateral input, and below and above the electric submersible installation, the lateral input and lateral outlet, co accordingly, the shut-off device and the clutch or the shut-off device and the nipple, or the additional clutch and the coupling are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing, here the cut-off is rigidly placed directly under the telemetry or under the casing, or above the packer, or under the packer , or on any part of the liner, or in the removable part of the disconnector, while the packer between the layers is installed either separately before lowering the electric submersible installation into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its shank, and, in the latter case, if the packer is hydraulic, then with an increase in pressure in its hydraulic chamber, connected to the pipe string or an additional pipe string through the hydraulic pipe, it is planted either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, raising the pipe pressure at its outlet, either with the targeted creation and maintenance of excess pressure in the additional pipe string, or with the targeted creation of excessive pressure in the pipe string, with ohm, the cut-off device for forced movement of the controlled element from excess pipe pressure forms a working chamber between the housing and the controlled element hydraulically connected to the pipe string or an additional pipe string through a hydraulic tube, while its controlled element is made in the form of either a piston, without or with a through axial channel or a bellows, without or with filled compressed gas, and the locking unit is made in the form of a pair of "cylinder - valve plug" or "saddle supporting - valve stop", and the piston or the lafon and / or the shutter is under a predetermined force of the elastic element, in addition, in the case of measuring pipe pressure at the outlet of the electric submersible installation or pressure at the bottom of the lower layer, respectively, the working chamber of the cutter or the cavity of its housing above the piston with a through axial channel is hydraulically connected directly to by telemetry, during operation, the shut-off device by moving to one or the other side of the controlled element closes and opens the locking unit from the generated and / or etched overpressure in the column pipes or an additional pipe string, and therefore in its working chamber, by means of a wellhead pump or compressor, or by means of an electric submersible installation, changing the engine speed, or by temporarily shutting off and then opening a valve or regulator at the orifice of the passageway when operating an electric submersible installation, namely it either, when creating and maintaining a given excess pipe pressure in the working chamber, forcibly closes or opens the shut-off unit, and when bleeding off it, on the contrary, opens and and closes the locking unit under the force of the elastic element, or at each short-term creation and then bleeding off a predetermined excess pipe pressure in the working chamber, alternately closes and opens the locking unit according to the principle of the fountain pen, and the cutter, in the latter case, to fix the closing and opening of its state, it is additionally equipped with a regulating mechanism of any design, for example, in the form of a code sleeve rotating on a rod or in a housing with through or blind shaped grooves for a stopper, with accordingly, in the case or on the stem, as a result of this, when excessive pressure is created in the pipe string or additional pipe string, the controllable shut-off element forcibly moves from one fixed - upper extreme or middle position to not fixed - lower position, and vice versa, when pressure is released from her, the controlled element under the force of the elastic element passes, respectively, to another fixed - middle or upper end position. 2. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера, хвостовиком ниже электропогружной установки, отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки и состоящим из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия под электропогружной установкой колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо ниппелем с двумя боковыми вводами, сквозными или несквозными эксцентричным и осевым каналами, либо двумя муфтами с боковым вводом и между ними ниппелем со сквозным осевым каналом, причем боковой отвод выполнен без или с боковым обратным клапаном, а в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения, при этом ниже электропогружной установки корпус отсекателя для нижнего пласта выполнен с двумя боковыми вводами, причем ниже и выше электропогружной установки боковые вводы и боковые отводы, соответственно, отсекателя и ниппеля или отсекателя и муфт соединены через гидравлические трубки, проходящие снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха, здесь отсекатель жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя, при этом пакер между пластами установлен либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, причем, в последнем случае, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера сообщена с колонной труб или дополнительной колонной труб через одну из гидравлических трубок отсекателя или же через дополнительную гидравлическую трубку индивидуальную для пакера, в результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере через гидравлическую трубку, посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, притом отсекатель, для принудительного перемещения управляемого элемента от избыточного трубного давления, образует между корпусом и управляемым элементом две рабочие камеры, соединенные через соответствующие гидравлические трубки, одна из них - с колонной труб, а другая - с дополнительной колонной труб, или же обе соединены гидравлически с колонной труб над и под ниппелем со съемным клапаном, а значит одна из рабочих камер, во всех случаях, соединена через соответствующую гидравлическую трубку с выходом электропогружной установки, причем управляемый элемент отсекателя выполнен в виде либо свободного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же свободного сильфона, либо поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же сильфона под заданным усилием упругого элемента, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», при этом, в случае измерения давления на выходе электропогружной установки, одна рабочая камера отсекателя гидравлически соединена непосредственно с телеметрией, в процессе работы отсекатель при создании и поддержании избыточного трубного давления в одной из рабочих камер, через одну гидравлическую трубку, закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под воздействием, через другую гидравлическую трубку, давления на выходе электропогружной установки, а значит и в другой рабочей камере, причем избыточное давление в колонне труб или дополнительной колонне труб создается с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки.2. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least a packer of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located above or between the layers above the packer, the shank below the electric submersible installation, the cutoff for the lower layer located below the electric submersible installation and consisting of a housing with a passage channel, inside which has at least a controlled element that interacts directly or through the rod with a locking unit, characterized in that for control from the wellhead through the pipe string with a hydraulic shut-off device under the electric submersible installation, the pipe string above the electric submersible installation is equipped with either a nipple with two lateral inlets, through or non-through eccentric and axial channels, or two couplings with a lateral input and between them a nipple with a through axial channel, and the lateral tap is made without or with a side check valve, and a separator of two cavities is lowered into the axial channel of the nipple on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall, while the cutter body is lower than the electric submersible installation for the lower layer is made with two lateral inlets, and below and above the electric submersible installation, the lateral inlets and lateral outlets, respectively, of the cut-off and nipple or cut-off and couplings are connected via hydraulic tubes passing outside the electric submersible installation or inside its casing, here the cutter is rigidly placed directly under the telemetry or under the casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector, while the packer is installed between the layers either separately before launching an electric submersible installation into the well, or simultaneously with an electric submersible installation on its liner, and, in the latter case, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is in communication with a pipe string or an additional pipe string through one of the hydraulic tubes of the cut-off device or through an additional hydraulic pipe individual for the packer, as a result of which the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber through the hydraulic pipe, is seated either automatically when starting the electric submersible installation and, accordingly, increasing pipe pressure at its outlet, either with the targeted creation and maintenance of excess pressure in an additional pipe string, or with in the direction of creating excessive pressure in the pipe string, moreover, the cut-off device, for the forced movement of the controlled element from the excess pipe pressure, forms between the body and the controlled element two working chambers connected through the corresponding hydraulic tubes, one of them with the pipe string, and the other with the additional pipe string, or both are connected hydraulically to the pipe string above and below the nipple with a removable valve, which means that one of the working chambers, in all cases, is connected through the appropriate hydraulic a tube with the output of an electric submersible installation, the controllable shutoff element being made in the form of either a free piston without or with a through axial channel, or a free bellows, or a piston without or with a through axial channel, or a bellows under a given force of an elastic element, and the locking unit is made in the form of a pair of “cylinder - valve plug” or “supporting saddle - valve stop”, in this case, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible installation, one working chamber of the shut-off device is hydraulically connected with telemetry, during operation, the shut-off device, when creating and maintaining excess pipe pressure in one of the working chambers, closes or opens the shut-off unit through one hydraulic tube, and when bleeding from it, on the contrary, opens or closes the shut-off unit under the influence, through another hydraulic tube, pressure at the outlet of the electric submersible installation, and therefore in another working chamber, moreover, overpressure in the pipe string or additional pipe string is created using a wellhead pump whether the compressor or by submersible installation, changing its rpm motor or by temporarily covering and then the opening at the mouth of the passage section of the valve or regulator when the submersible installation. 3. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной над или между пластами выше пакера, хвостовиком ниже электропогружной установки, отсекателем для нижнего пласта, расположенным ниже электропогружной установки и состоящим из корпуса с пропускным каналом, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия под электропогружной установкой колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо ниппелем со сквозным осевым каналом, либо муфтой с боковым отводом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами, причем в осевой канал ниппеля установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения, или же спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, при этом ниже электропогружной установки хвостовик, без или с муфтой бокового ввода, соединен не жестко, но герметично, или жестко с пакером, выполненным без или с боковым вводом, причем ниже и выше электропогружной установки, в том случае, если имеются боковой ввод и боковой отвод, соответственно, хвостовика и муфты или ниппеля, или же пакера и муфты или ниппеля, то они соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха, здесь отсекатель, для нижнего пласта, жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над пакером, или под пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя, при этом пакер установлен между пластами либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, в последнем случае, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера сообщена с колонной труб или дополнительной колонной труб через индивидуальную гидравлическую трубку, в результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере через гидравлическую трубку, посажен либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании и поддержании избыточного давления в дополнительной колонне труб, либо же при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, кроме того, управляемый элемент отсекателя выполнен в виде заряженного газом и/или подпружиненного сильфона, а запорный узел выполнен в виде седла опорного и над или под ним затвора упорного, без или с внутренним уравнительным конусом, с положением, независимым от давления нижнего пласта, а также корпус отсекателя выполнен с эксцентричным каналом, соединяющим нижний пласт с полостью над или под седлом опорным, причем полость корпуса над седлом опорным, в случае измерения давления на входе отсекателя и значит на забое нижнего пласта, соединена гидравлически с телеметрией, при работе отсекатель полностью исключает влияние забойного давления нижнего пласта на положение сильфона, а для этого либо диаметр затвора упорного в седле опорном или диаметр уравнительного конуса внутри затвора упорного выполнен равным эффективному диаметру сильфона, либо затвор упорный снабжен компенсатором с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса под компенсатором и над седлом опорным, причем затвор упорный над или под седлом опорным имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида нижнего пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным и затвором упорным, при этом сильфон отсекателя находится с одной стороны под заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - только под давлением на входе электропогружной установки, причем отсекатель с уменьшением давления на входе электропогружной установки, а значит и силы, действующей на сильфон, ниже, чем заданное давление зарядки газа и/или силы пружины, закрывает или открывает запорный узел, а с увеличением давления на входе электропогружной установки, наоборот, открывает или закрывает запорный узел, при этом изменение давления на входе электропогружной установки осуществляют путем изменения количества оборотов электродвигателя или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.3. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least a packer of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located above or between the layers above the packer, the shank below the electric submersible installation, the cutoff for the lower layer located below the electric submersible installation and consisting of a housing with a passage channel, inside which has at least a controlled element that interacts directly or through a rod with a locking unit, characterized in that for controlling from the wellhead through a pipe string a hydraulic shutoff device under the electric submersible installation, the pipe string above the electric submersible installation is equipped with either a nipple with a through axial channel, either a sleeve with a lateral outlet, or a nipple with a lateral outlet, with a through eccentric and non-through or through axial channels, and the axial channel of the nipple is installed a removable valve using cable technology or by free fall, or the separator of two cavities is lowered on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve, while below the electric submersible installation, the shank, without or with a side input coupling, is not rigidly connected, but hermetically or rigidly with a packer made without or with a lateral inlet, lower and higher of the electric submersible installation, if there is a lateral inlet and a lateral outlet, respectively, of a shank and a coupling or nipple, or of a packer and UFs or nipples, then they are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing, here the cut-off, for the lower layer, is rigidly placed directly under the telemetry or under the casing, or above the packer, or under the packer, or on any part of the shank , or in the removable part of the disconnector, while the packer is installed between the layers either separately before lowering the electric submersible installation into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner, in the latter case, if the packer is hydraulic in action, then its hydraulic chamber communicates with the pipe string or additional pipe string through an individual hydraulic pipe, as a result, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber through the hydraulic pipe, is seated either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, raising the pipe pressure at its outlet, either with the targeted creation and maintenance of excess pressure in an additional pipe string, or with targeted Excessive pressure in the pipe string, in addition, the controlled shut-off element is made in the form of a gas-charged and / or spring-loaded bellows, and the locking assembly is made in the form of a support saddle and a stop valve above or below it, without or with an internal equalizing cone, with the position, independent of the pressure of the lower reservoir, as well as the cutter body is made with an eccentric channel connecting the lower reservoir with a cavity above or below the saddle supporting, and the cavity of the housing above the saddle supporting, in the case of measuring the pressure at the inlet compartment at the bottom of the lower layer, it is connected hydraulically with telemetry, during operation, the shut-off device completely eliminates the influence of bottomhole pressure of the lower layer on the position of the bellows, and for this, either the diameter of the stop valve in the saddle support or the diameter of the equalization cone inside the stop valve is equal to the effective diameter of the bellows, or the stop valve is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with an equalizing channel connecting hydraulically to each other two body cavities under the compensator and above a supporting saddle, and the stop valve above or below the supporting saddle has a predetermined limited working stroke, providing, when the shut-off unit is open, narrowing the fluid flow of the lower reservoir in the annular space between the support saddle and the stop valve, while the cut-off bellows is on one side under the specified gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, only under pressure at the inlet of the electric submersible installation, and the shut-off device with a decrease in pressure at the inlet of the electric submersible installation, and hence the force, day operating on the bellows, lower than the specified gas charging pressure and / or spring force, closes or opens the locking unit, and with increasing pressure at the inlet of the electric submersible installation, on the contrary, opens or closes the locking node, while changing the pressure at the input of the electric submersible installation changes in the number of revolutions of the electric motor or by temporary overlapping and then opening at the mouth of the orifice of the valve or regulator. 4. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия между пластами, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакера, ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами, и расположенными, соответственно, выше и ниже пакера, перепускной трубой внутри пакера между ниппелем и муфтой, отсекателем для верхнего пласта, размещенным выше электропогружной установки в осевом канале ниппеля и состоящим из корпуса с пропускным каналом, без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического или механического действия над электропогружной установкой отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой установлен в ниппель выше пакера либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники или путем свободного падения, либо же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко, при этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля, причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб, в результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, притом отсекатель, механического или гидравлического действия, выполнен, соответственно, без или с возможностью образования рабочей камеры между корпусом и управляемым элементом, соединенной гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб, а его управляемый элемент выполнен в виде либо свободной или подпружиненной скользящей гильзы, либо подпружиненного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же подпружиненного и/или заряженного газом сильфона, а запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем, в случае необходимости отбивки динамического уровня и стравливания свободного пластового газа из-под пакера, вход электропогружной установки через сквозной осевой канал поршня или скользящей гильзы соединен гидравлически с полостью дополнительной колонны труб, при работе отсекатель, перемещением в одну и другую сторону управляемого элемента, закрывает и открывает запорный узел либо от механического удара по скользящей гильзе с помощью канатной техники, либо от создаваемого и стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, действующего в его рабочей камере на положении поршня или сильфона, с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки, причем отсекатель механического действия в одном случае - со свободной скользящей гильзой при ударах вниз по нему закрывает или открывает запорный узел, а при ударах вверх по нему, наоборот, открывает или закрывает запорный узел, а в другом случае - с подпружиненной скользящей гильзой при каждом ударе вниз по нему поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки, а отсекатель гидравлического действия при создании и поддержании заданного избыточного давления в рабочей камере закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под усилием пружины и/или давлением зарядки газом сильфона, либо же при каждом кратковременном создании и затем стравливании заданного избыточного давления в рабочей камере поочередно закрывает и открывает запорный узел по принципу действия авторучки, причем отсекатель, функционирующий по принципу действия авторучки, для фиксации закрытия и открытия его состояния дополнительно снабжен регулирующим механизмом любого исполнения, например, в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке, вследствие которого при создании удара или избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб управляемый элемент отсекателя принудительно переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения и наоборот, при исключении удара или стравливании давления подпружиненный управляемый элемент переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения.4. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate exploitation of well strata, including equipping the pipe string with at least a packer of any action between the strata, an electric submersible installation, without or with a housing equipped with telemetry and located below the packer, a nipple and a coupling, made with axial, lateral and eccentric channels, and located, respectively, above and below the packer, a bypass pipe inside the packer between the nipple and the coupling, a cutter for the upper layer, placed above the electric submersible installation in the axial channel of the nipple and consisting of a housing with a passage channel, without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through a rod with a locking unit, characterized in that for control from the wellhead through a pipe string with a hydraulic or mechanical shut-off device over an electric submersible installation; a shut-off device for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with a bypass pipe, is installed in spruce above the packer or on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, either by cable technique or by free fall, or in advance when lowering the pipe string hard or soft, while the packer is higher than electric the installation is made with an internal or external input of its cable, moreover, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the pipe string, as a result, the hydraulic packer, by increasing pressure in the hydraulic chamber, set between the layers either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string, moreover, a shut-off device, mechanical or hydraulic, is made, respectively, without or with the possibility of forming a working chamber between the housing and the controlled element, hydraulically connected to the pipe string or an additional pipe string, and its controlled element is made in the form either a free or spring-loaded sliding sleeve, or a spring-loaded piston, without or with a through axial bore, or a spring-loaded and / or gas-charged bellows, and the locking assembly is made in the form of a pair of “cylinder - valve plug” or “saddle supporting - valve stop”, moreover, if it is necessary to beat off the dynamic level and bleed free formation gas from under the packer, the inlet of the electric submersible installation is hydraulically connected through the through axial channel of the piston or sliding sleeve to the cavity of the additional of pipes, when the shut-off device is moved by moving to one or the other side of the controlled element, it closes and opens the locking unit either from mechanical shock on the sliding sleeve with the help of cable technology, or from the created and bleed predetermined overpressure in the pipe string or additional pipe string acting in its working chamber on the position of the piston or bellows, using a wellhead pump or compressor, or using an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily closing and then opening the gate or regulator at the mouth of the orifice during the operation of the electric submersible installation, and the mechanical shut-off device in one case, with a free sliding sleeve, closes or opens the locking unit when it is struck down, and, when it is struck upwards, on the contrary, it opens or closes a locking unit, and in another case with a spring-loaded sliding sleeve, each time it strikes down, it alternately closes and opens the locking unit according to the principle of the action of a fountain pen, and the hydraulic shutoff When creating and maintaining a given overpressure in the working chamber, it closes or opens the locking unit, and when bleeding from it, on the contrary, it opens or closes the locking unit under spring force and / or charging pressure by the bellows gas, or during each short-term creation and then bleeding a predetermined overpressure in the working chamber alternately closes and opens the locking assembly according to the principle of action of a fountain pen, moreover, a shut-off device functioning according to the principle of action of a fountain pen to fix the closure and the opening of its state is additionally equipped with a regulating mechanism of any design, for example, in the form of a code sleeve rotating on the rod or in the housing with through or blind shaped grooves for the limiter, respectively, in the housing or on the rod, due to which, when creating shock or overpressure in the pipe string or an additional column of pipes, the controlled element of the cut-off is forcibly switched from one fixed - upper extreme or middle position to a non-fixed - lower position and a set of from, with the exception of shock or bleeding pressure, the spring-loaded controlled element moves, respectively, to another fixed - middle or upper end position. 5. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия между пластами, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакера, ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами, и расположенные, соответственно, выше и ниже пакера, перепускной трубой внутри пакера между ниппелем и муфтой, отсекателем для верхнего пласта, размещенным выше электропогружной установки в осевом канале ниппеля и состоящим из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия над электропогружной установкой отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой установлен в ниппель выше пакера на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, при этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля, причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб, в результате этого, пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, а также отсекатель для верхнего пласта снабжен управляемым элементом в виде свободного или подпружиненного поршня, без или со сквозным осевым каналом, или же сильфона, а его запорный узел выполнен в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем, в случае необходимости отбивки динамического уровня и стравливания свободного пластового газа из-под пакера, вход электропогружной установки через сквозной осевой канал поршня соединен гидравлически с полостью дополнительной колонны труб, притом отсекатель образует между корпусом и управляемым элементом две рабочие камеры, одна из которых соединена с дополнительной колонной труб, а другая - с колонной труб, а значит и одна рабочая камера, во всех случаях, связана гидравлически с выходом электропогружной установки, при работе отсекатель, перемещением в одну и другую сторону управляемого элемента, закрывает и открывает запорный узел от создаваемого и стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в одной из рабочих камер, с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки, причем он при создании и поддержании заданного избыточного давления в одной из рабочих камер закрывает или открывает запорный узел, а при стравливании давления из нее, наоборот, открывает или закрывает запорный узел под воздействием давления на выходе электропогружной установки, а значит и в другой рабочей камере.5. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping the pipe string with at least a packer of any action between the strata, an electric submersible installation, without or with a housing equipped with telemetry and located below the packer, a nipple and a coupling, made with axial, lateral and eccentric channels, and located, respectively, above and below the packer, a bypass pipe inside the packer between the nipple and the coupling, a cutter for the upper layer, placed above the electric rifle installation in the axial channel of the nipple and consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through a rod with a locking unit, characterized in that for control from the wellhead through a pipe string with a hydraulic cut-off device above the electric submersible installation; a cut-off device for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with a bypass pipe, is installed in the nipple above the packer on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, the packer above the electric submersible installation is made with an internal or external cable entry, moreover, if the packer is hydraulic, its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the pipe string, as a result of this, the hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers or automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string, and the cutoff for the upper layer is equipped with a controlled element in the form of a free or spring-loaded piston, without or with a through axial channel, or a bellows, and its shut-off unit is made in the form pairs of “cylinder - gate plunger” or “saddle support - thrust gate”, and, if necessary, beat off the dynamic level and bleed free formation gas from under the packer, the input of the electric submersible installation through the through axis The piston’s howling channel is hydraulically connected to the cavity of the additional pipe string, moreover, the cutter forms two working chambers between the body and the controlled element, one of which is connected to the additional pipe string and the other to the pipe string, which means that one working chamber, in all cases, hydraulically connected to the output of the electric submersible installation; during operation, the shut-off device, by moving to one or the other side of the controlled element, closes and opens the locking unit from the created and bleed predetermined excess pressure in a pipe string or an additional pipe string, and therefore in one of the working chambers, by means of a wellhead pump or compressor, or by means of an electric submersible installation, changing the speed of its engine, or by temporarily shutting off and then opening a valve orifice at the mouth the regulator during operation of an electric submersible installation, and when creating and maintaining a given excess pressure in one of the working chambers, it closes or opens the shut-off unit, and when bleeding pressure from it, on the contrary, it opens or closes Vaeth latch assembly under pressure at the outlet submersible installation, and thus in another processing chamber. 6. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакером любого действия между пластами, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакера, ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами и расположенными, соответственно, выше и ниже пакера, перепускной трубой внутри пакера между ниппелем и муфтой, отсекателем для верхнего пласта, размещенным выше электропогружной установки в осевом канале ниппеля и состоящим из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия над электропогружной установкой отсекатель для верхнего пласта, без или с уравнителем давления, отдельно или совместно с перепускной трубой установлен в ниппель выше пакера с помощью канатной техники или путем свободного падения, или же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко, при этом пакер выше электропогружной установки выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля, причем, если пакер гидравлического действия, то его гидрокамера непосредственно соединена гидравлически с колонной труб, в результате этого пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, а также отсекатель для верхнего пласта выполнен без или с эксцентричным каналом в корпусе, соединяющим гидравлически верхний пласт с полостью над или под седлом опорным, а его управляемый элемент выполнен в виде заряженного газом и/или подпружиненного сильфона, а запорный узел выполнен в виде либо цилиндра и в нем затвора плунжерного, либо седла опорного и над или под ним затвора упорного, без или с внутренним уравнительным конусом, при работе отсекатель полностью исключает влияние забойного давления верхнего пласта на положение сильфона, для этого либо диаметр любого затвора или диаметр уравнительного конуса внутри затвора упорного выполнен равным эффективному диаметру сильфона, либо затвор упорный снабжен компенсатором с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса под компенсатором и над седлом опорным, либо же диаметр уплотненного штока в корпусе равен диаметру затвора упорного в седле опорном или диаметру конуса внутри затвора упорного, причем затвор упорный над или под седлом опорным имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида верхнего пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным и затвором упорным, при этом сильфон отсекателя находится с одной стороны под заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - под давлением на входе или на выходе электропогружной установки, причем отсекатель с уменьшением давления на входе или на выходе электропогружной установки, а значит и силы, действующей на сильфон, ниже, чем заданное давление зарядки газом сильфона и/или силы пружины закрывает или открывает запорный узел, а с увеличением давления на входе или на выходе электропогружной установки, наоборот, открывает или закрывает запорный узел, при этом изменение давления на входе или на выходе электропогружной установки осуществляют путем изменения количества оборотов электродвигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.6. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping the pipe string with at least a packer of any action between the strata, an electric submersible installation, without or with a housing equipped with telemetry and located below the packer, a nipple and a coupling, made with axial, lateral and eccentric channels and located, respectively, above and below the packer, a bypass pipe inside the packer between the nipple and the coupling, a cutter for the upper layer, placed above the electric rifle installation in the axial channel of the nipple and consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through a rod with a locking unit, characterized in that for control from the wellhead through a pipe string with a hydraulic cut-off device above the electric submersible installation; a cut-off device for the upper reservoir, without or with a pressure equalizer, separately or together with a bypass pipe, is installed in the nipple above the packer with with the help of cable technology or by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly, the packer above the electric submersible is made with an internal or external cable entry, moreover, if the packer is hydraulic, then its hydraulic chamber is directly connected hydraulically to the column pipes, as a result of this, a hydraulic action packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers or automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing rubbing pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string, as well as the cut-off for the upper layer is made without or with an eccentric channel in the housing, which hydraulically connects the upper layer with a cavity above or below the supporting saddle, and its controllable element is made in the form charged with gas and / or a spring-loaded bellows, and the locking unit is made in the form of either a cylinder and a plunger shutter in it, or a supporting saddle and a persistent shutter above or below it, without or with an internal equalizing cone, with The shutter completely eliminates the influence of the bottomhole pressure of the upper layer on the position of the bellows; for this, either the diameter of any valve or the diameter of the equalization cone inside the pressure valve is equal to the effective diameter of the bellows, or the pressure valve is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with an equalization channel that connects hydraulically between two body cavities under the compensator and above the supporting saddle, or the diameter of the sealed rod in the housing is equal to the diameter of the stop valve in the saddle the diameter of the cone inside the stop valve, and the stop valve above or below the support seat has a predetermined limited stroke, which ensures, when the shut-off unit is open, a narrowing of the fluid flow of the upper formation in the annular space between the support seat and the stop, with the cutter bellows on one side at a given gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, under pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation, and the shut-off device with a decrease in inlet pressure or at the outlet of the electric submersible installation, and hence the force acting on the bellows, lower than the set pressure for gas charging of the bellows and / or spring force, closes or opens the locking unit, and with increasing pressure at the inlet or outlet of the electric submersible device, on the contrary, opens or closes locking unit, while changing the pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation is carried out by changing the number of revolutions of the electric motor, or by temporarily shutting off and then opening the rear passage at the mouth izhki or regulator. 7. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установки, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной между пакерами, ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами и расположенными, соответственно, выше и ниже верхнего пакера, перепускной трубой внутри верхнего пакера между ниппелем и муфтой, отсекателями, для нижнего и верхнего пластов, состоящими каждый из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателями над и под электропогружной установкой отсекатель для нижнего пласта гидравлического действия жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над нижним пакером, или под нижним пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя, а отсекатель для верхнего пласта, механического или гидравлического действия, установлен выше верхнего пакера в ниппель либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники или путем свободного падения, либо же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко, при этом нижний пакер между пластами размещен ниже электропогружной установки либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, а верхний пакер между пластами размещен жестко выше электропогружной установки и выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля, притом отсекатель для нижнего пласта образует между корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, соединенную гидравлически либо непосредственно с входом электропогружной установки, либо через гидравлическую трубку с колонной труб или дополнительной колонной труб, причем, в последнем случае, ниже верхнего пакера, но выше электропогружной установки размещена муфта с боковым отводом, а также отсекатель для нижнего пласта выполнен с боковым вводом или хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом, причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод, соответственно, отсекателя для нижнего пласта и муфты, или муфты и дополнительной муфты, соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха, притом отсекатель для верхнего пласта, механического или гидравлического действия, выполнен, соответственно, без или с возможностью образования рабочей камеры между корпусом и управляемым элементом, соединенной гидравлически непосредственно с колонной труб или дополнительной колонной труб, кроме того, отсекатели, без или с регулирующим механизмом, выполнены с управляемыми элементами в виде либо свободной скользящей гильзы для верхнего пласта, либо подпружиненного поршня или сильфона для верхнего и/или нижнего пластов, либо же заряженного газом сильфона для верхнего и/или нижнего пластов, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный».7. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate exploitation of well strata, including equipping a pipe string with at least packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located between the packers, nipple and clutch, made with axial, side and eccentric channels and located, respectively, above and below the upper packer, a bypass pipe inside the upper packer between the nipple and a clutch, shutoffs, for the lower and upper layers, each consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through a rod with a locking assembly, characterized in that for controlling from the wellhead, through the pipe string, with cutoffs above and below the electric submersible installation, the cutter for the lower hydraulic formation is rigidly placed directly under telemetry or under the casing, or above the lower packer either under the lower packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector, and the cut-off for the upper layer, mechanical or hydraulic, is installed above the upper packer in a nipple or on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a side check valve and / or bypass block, either by cable technique or by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly, while the lower packer between the layers is placed below the electric submersible installation or flax before lowering the electric submersible installation into the well, or at the same time as the electric submersible installation on its liner, and the upper packer between the layers is placed rigidly above the electric submersible installation and is made with an internal or external cable entry, moreover, the cutter for the lower layer forms between the body and the controlled element a working a chamber connected hydraulically either directly to the inlet of the electric submersible installation, or through a hydraulic tube with a pipe string or an additional pipe string, in the latter case, below the upper packer, but above the electric submersible installation, a sleeve with a lateral outlet is placed, and the cutter for the lower layer is made with a lateral inlet or the shank is equipped with an additional coupling with a lateral inlet, and below and above the electric submersible installation, the lateral inlet and side outlet, respectively, a shut-off device for the lower layer and a coupling, or a clutch and an additional coupling, are interconnected by a hydraulic tube passing outside the electric submersible installation or inside its casing, moreover, a cut-off device for the reservoir, mechanical or hydraulic action, respectively, without or with the possibility of the formation of a working chamber between the housing and the controlled element, connected hydraulically directly to the pipe string or an additional pipe string, in addition, the shut-off valves, without or with a control mechanism, are made with controlled elements in the form of either a free sliding sleeve for the upper layer, or a spring-loaded piston or bellows for the upper and / or lower layers, or a gas-charged bellows for the upper and / or lower layers, and the locking nodes are made in the form of a pair of "cylinder - valve plug" or "saddle supporting - valve persistent". 8. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной между пакерами, ниппелем и муфтой, выполненными с осевым, боковым и эксцентричным каналами и расположенными, соответственно, выше и ниже верхнего пакера, перепускной трубой внутри верхнего пакера между ниппелем и муфтой, отсекателями, для нижнего и верхнего пластов, состоящими каждый из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент, взаимодействующий непосредственно или через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателями гидравлического действия над и под электропогружной установкой отсекатель для нижнего пласта жестко размещен непосредственно под телеметрией или под кожухом, или над нижним пакером, или под нижним пакером, или на любой части хвостовика, или же в съемной части разъединителя, а отсекатель для верхнего пласта установлен в ниппель выше верхнего пакера либо с помощью канатной техники, либо путем свободного падения, либо же заранее при спуске колонны труб жестко или не жестко, при этом нижний пакер между пластами размещен ниже электропогружной установки либо раздельно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, а верхний пакер между пластами размещен жестко выше электропогружной установки и выполнен с внутренним или наружным вводом ее кабеля, при этом управляемые элементы отсекателей выполнены в виде сильфона с заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем они имеют исполнения и/или характеристики, например, их пар, диаметров, усилий пружин и/или давления зарядки газа в соответствии с параметрами управляемых ими пластов, при работе каждый отсекатель закрывает и открывает свой запорный узел только под воздействием на его сильфон трех заданных - среднего, нижнего и верхнего значений давления на входе и/или на выходе электропогружной установки, а именно при среднем - оба отсекателя открывают свои запорные узлы, а при нижнем - один из них, верхний или нижний отсекатель, закрывает свой запорный узел, а при верхнем - другой из них, соответственно нижний или верхний отсекатель, закрывает свой запорный узел, при этом эффективный диаметр сильфона каждого отсекателя как при закрытом, так и при открытом состояния запорного узла находится с одной стороны под давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - только под давлением на входе или на выходе электропогружной установки, для этого запорный узел одного - нижнего отсекателя выполнен с возможностью закрытия или открытия при уменьшении давления, а значит и силы, действующей на сильфон, на входе электропогружной установки ниже, чем заданные давления зарядки газа и/или сила пружины, а запорный узел другого - верхнего отсекателя выполнен, наоборот, с возможностью открытия или закрытия при повышении давления на входе электропогружной установки выше, чем заданные давления зарядки газа и/или сила пружины, при этом нижнее, верхнее и среднее значения давления на входе электропогружной установки задаются путем изменения количества оборотов электродвигателя или же путем временного перекрытия или открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора.8. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located between the packers, nipple and coupling, made with axial, side and eccentric channels and located, respectively, above and below the upper packer, a bypass pipe inside the upper packer between the nipple and a clutch, cut-offs, for the lower and upper layers, each consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element is placed that interacts directly or through the stem with a locking assembly, characterized in that for control from the wellhead through the pipe string with hydraulic cutoffs above and below the electric submersible installation, the cutter for the lower reservoir is rigidly placed directly under telemetry or under the casing, or above the lower packer m, or under the lower packer, or on any part of the shank, or in the removable part of the disconnector, and the cut-off for the upper layer is installed in the nipple above the upper packer either by cable technique, or by free fall, or in advance when lowering the pipe string rigidly or not rigidly, while the lower packer between the layers is located below the electric submersible installation, either separately before the electric submersible installation is lowered into the well, or simultaneously with the electric submersible installation on its liner, and the upper packer between the layers placed rigidly above the electric submersible installation and made with an internal or external cable entry, while the controlled elements of the cut-offs are made in the form of a bellows with a given gas charging pressure and / or spring force, and the locking units are made in the form of a pair of “cylinder-valve plug” or “ supporting saddle - persistent shutter, ”moreover, they have designs and / or characteristics, for example, their pairs, diameters, spring forces and / or gas charging pressure in accordance with the parameters of the strata controlled by them, during operation each shutter is closed it opens its locking unit only under the influence of its three bellows, the average, lower and upper pressure values at the inlet and / or outlet of the electric submersible installation, namely, at average, both cut-offs open their locking nodes, and at the lower, one of of them, the upper or lower cutter closes its locking unit, and with the upper one the other, respectively, the lower or upper cutter closes its locking unit, while the effective diameter of the bellows of each cutter both when closed and when open the state of the locking unit is on the one hand under the gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, only under pressure at the inlet or at the outlet of the electric submersible installation, for this the locking unit of one or the lower shut-off is made with the possibility of closing or opening with decreasing pressure , and hence the force acting on the bellows, at the inlet of the electric submersible installation is lower than the set gas charging pressures and / or spring force, and the locking unit of the other - upper shut-off device, on the contrary, can be opened or closing with increasing pressure at the inlet of the electric submersible installation is higher than the specified gas charging pressures and / or spring force, while the lower, upper and average pressure values at the inlet of the electric submersible installation are set by changing the number of revolutions of the electric motor or by temporarily blocking or opening the passage through the mouth valve or regulator sections. 9. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной выше пакера, хвостовиками ниже электропогружной установки, отсекателем, для нижнего и верхнего пластов, состоящим из корпуса с пропускными каналами, внутри которого размещен, по крайней мере, подпружиненный управляемый элемент, взаимодействующий через шток с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателем гидравлического действия под электропогружной установкой колонна труб выше электропогружной установки снабжена либо муфтой с боковым отводом, либо как муфтой с боковым отводом, так и ниже ее ниппелем со сквозным осевым каналом, либо же ниппелем с боковым отводом, со сквозным эксцентричным и несквозным или сквозным осевым каналами, причем в осевой канал ниппеля спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном, или же установлен съемный клапан с помощью канатной техники или путем свободного падения, при этом ниже электропогружной установки либо отсекатель выполнен с боковым вводом, либо хвостовик снабжен дополнительной муфтой с боковым вводом, причем ниже и выше электропогружной установки боковой ввод и боковой отвод соответственно отсекателя и муфты, или отсекателя и ниппеля, или же муфты и дополнительной муфты соединены между собой гидравлической трубкой, проходящей снаружи электропогружной установки или внутри ее кожуха, здесь отсекатель жестко размещен под телеметрией выше пакеров, при этом последние установлены либо раздельно или совместно перед спуском в скважину электропогружной установки, либо же оба они или только один из них - верхний установлен одновременно с электропогружной установкой на ее хвостовике, причем, в последнем случае, если пакера или пакер гидравлического действия, то их или его гидрокамера связана гидравлически, непосредственно и/или через гидравлическую трубку, с колонной труб или дополнительной колонной труб, в результате этого каждый пакер гидравлического действия, путем увеличения давления в гидрокамере, посажен между пластами либо автоматически при запуске электропогружной установки и, соответственно, повышения трубного давления на ее выходе, либо при целенаправленном создании избыточного давления в колонне труб, притом отсекатель, без или с регулирующим механизмом, между корпусом и управляемым элементом образует рабочую камеру, связанную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб через гидравлическую трубку, при этом рабочая камера отсекателя, в случае необходимости измерения давления на выходе электропогружной установки, гидравлически связана непосредственно с телеметрией, а также корпус отсекателя выполнен с осевым и эксцентричным пропускными каналами, связанными гидравлически с соответствующими пластами скважины, а запорный узел выполнен с двумя одинаковыми или разными посадочными элементами и между ними затвором с одним или двумя уплотняющимися поверхностями, при работе отсекатель имеет возможность затвором закрыть верхний, закрыть нижний и открыть оба посадочных элемента, причем он функционирует в одном случае - без регулирующего механизма от нескольких разных создаваемых и стравливаемых заданных избыточных давлений в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в его рабочей камере, приводящих в разные положения управляемый элемент в зависимости от степени зажатия его пружины, а в другом случае - с регулирующим механизмом от одного кратковременного создаваемого и затем стравливаемого заданного избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и в его рабочей камере, приводящего также в разные положения управляемый элемент, при этом изменение этих давлений осуществляют с помощью устьевого насоса или компрессора, или с помощью электропогружной установки, изменяя обороты ее двигателя, или же путем временного перекрытия и затем открытия на устье проходного сечения задвижки или регулятора при работе электропогружной установки.9. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located above the packer, shanks below the electric submersible installation, cut-off, for the lower and upper layers, consisting of a housing with through channels, inside of which at least a spring-loaded control a removable element interacting through a rod with a locking assembly, characterized in that for controlling from the wellhead through a pipe string a hydraulic shut-off device under an electric submersible installation, the pipe string above an electric submersible installation is equipped either with a side outlet coupling or as a side outlet coupling with a nipple with a through axial channel, or a nipple with a lateral branch, with a through eccentric and non-through or through axial channels, and a separator of two polos is lowered into the axial channel of the nipple on an additional string of pipes of smaller diameter, without or with a side check valve, or a removable valve is installed using cable technology or by free fall, while below the electric submersible installation either the cut-off is made with a side inlet or the shank is equipped with an additional coupling with a side inlet, moreover, below and above the electric submersible installation, the lateral inlet and lateral outlet, respectively, of the cut-off device and the clutch, or the cut-off device and the nipple, or the coupling and the additional coupling are interconnected by a hydraulic pipe a flap passing outside the electric submersible installation or inside its casing, here the cutter is rigidly placed under the telemetry above the packers, the latter installed either separately or together before lowering the electric submersible installation into the well, or both of them or only one of them - the upper one is installed simultaneously with the electric submersible installation on its shank, and, in the latter case, if the packer or packer is of hydraulic action, then their or its hydraulic chamber is connected hydraulically, directly and / or through a hydraulic pipe a plug, with a pipe string or an additional pipe string, as a result of which each hydraulic packer, by increasing the pressure in the hydraulic chamber, is seated between the layers either automatically when starting an electric submersible installation and, accordingly, increasing the pipe pressure at its outlet, or when deliberately creating excessive pressure in the pipe string, moreover, a shut-off device, without or with a regulating mechanism, between the body and the controlled element forms a working chamber hydraulically connected to the pipe string or complements an integral pipe string through a hydraulic tube, while the cutter’s working chamber, if it is necessary to measure the pressure at the outlet of the electric submersible installation, is hydraulically connected directly to telemetry, and the cutter’s body is made with axial and eccentric passage channels hydraulically connected to the corresponding layers of the well, and the shutoff the assembly is made with two identical or different landing elements and between them a shutter with one or two sealing surfaces; it has the ability to close the upper one with a shutter, close the lower one and open both landing elements, and it functions in one case - without a regulating mechanism from several different set and set preset excess pressures in the pipe string or additional pipe string, and therefore in its working chamber, leading in different positions, the controlled element, depending on the degree of clamping of its spring, and in another case, with a regulating mechanism from one short-term created and then etched predetermined hut the exact pressure in the pipe string or in an additional pipe string, and therefore in its working chamber, which also leads the controlled element to different positions, and these pressures are changed using a wellhead pump or compressor, or using an electric submersible installation, changing the engine speed, or by temporarily blocking and then opening the gate or regulator during the operation of the electric submersible installation at the mouth of the passage section. 10. Насосно-пакерная и отсекательная система для одновременно-раздельной эксплуатации пластов скважины, включающая оснащение колонны труб, по меньшей мере, пакерами любого действия, без или с разъединителем из двух - съемной и несъемной - частей, электропогружной установкой, без или с кожухом, снабженной телеметрией и расположенной ниже пакеров, ниппелями с осевым, боковым и эксцентричным каналами над и под верхним пакером, муфтой с осевым, боковым и эксцентричным каналами под нижним пакером, перепускными трубками между ниппелями и муфтой, отсекателями, для нижнего и верхнего пластов, выше электропогружной установки, расположенными в соответствующих ниппелях над и между пакерами, и состоящими из корпуса с пропускным каналом и без или с уплотнительными манжетами, внутри которого размещен, по крайней мере, управляемый элемент с запорным узлом, отличающаяся тем, что для управления с устья скважины через колонну труб отсекателями под электропогружной установкой отсекатели для нижнего и верхнего пластов, без или с уравнителем давления, соединены между собой перепускной трубой, причем, по меньшей мере, нижний из них снабжен регулирующим механизмом и выполнен со сквозным осевым каналом, при этом они с перепускной трубой спущены и установлены в соответствующих ниппелях одновременно либо на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном и/или перепускным блоком, либо с помощью канатной техники, либо путем свободного падения, причем либо только отсекатель для нижнего пласта, либо оба отсекателя гидравлического действия образуют между своими корпусом и управляемым элементом рабочую камеру, соединенную гидравлически с колонной труб или дополнительной колонной труб, при этом управляемые элементы отсекателей выполнены в виде либо подпружиненного поршня для нижнего и/или верхнего пластов, либо скользящей гильзы или же подпружиненного или заряженного газом сильфона для верхнего пласта, а запорные узлы выполнены в виде пары «цилиндр - затвор плунжерный» или «седло опорное - затвор упорный», причем они имеют исполнения и/или характеристики, например, их пар, диаметров, усилий пружин и/или давления зарядки газом сильфона в соответствии с параметрами управляемых ими пластов. 10. A pump-packer and shut-off system for simultaneous and separate operation of well strata, including equipping a pipe string with at least packers of any action, without or with a disconnector of two — removable and non-removable — parts, an electric submersible installation, without or with a casing, equipped with telemetry and located below the packers, nipples with axial, lateral and eccentric channels above and below the upper packer, a coupling with axial, lateral and eccentric channels under the lower packer, bypass tubes between the nipples and the coupling, shutoffs, for the lower and upper layers, above the electric submersible installation, located in the corresponding nipples above and between the packers, and consisting of a housing with a passage channel and without or with sealing cuffs, inside of which at least a controlled element with a locking assembly is located, characterized the fact that to control from the wellhead through a pipe string with cutters under the electric submersible installation, the cutters for the lower and upper layers, without or with a pressure equalizer, are interconnected by a bypass pipe moreover, at least the lower of them is equipped with a control mechanism and is made with a through axial channel, while they are deflated with a bypass pipe and installed in the corresponding nipples simultaneously or on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve and / or a by-pass unit, either by cable technology, or by free fall, moreover, either only a cutoff for the lower layer, or both cutoffs of hydraulic action form between their body and the controlled element a pressure chamber connected hydraulically to the pipe string or an additional pipe string, wherein the controllable shut-off elements are made in the form of either a spring-loaded piston for the lower and / or upper layers, or a sliding sleeve or a spring-loaded or gas-charged bellows for the upper layer, and the locking units are made in the form of a pair of “cylinder - valve plug” or “supporting saddle - valve stop”, and they have versions and / or characteristics, for example, their pairs, diameters, spring forces and / or bellows gas charging pressure on in accordance with the parameters of controlled layers.
RU2013116566/03A 2013-04-10 2013-04-10 Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) RU2519281C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013116566/03A RU2519281C1 (en) 2013-04-10 2013-04-10 Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013116566/03A RU2519281C1 (en) 2013-04-10 2013-04-10 Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2519281C1 true RU2519281C1 (en) 2014-06-10

Family

ID=51216664

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013116566/03A RU2519281C1 (en) 2013-04-10 2013-04-10 Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2519281C1 (en)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2558543C1 (en) * 2014-06-30 2015-08-10 Ольга Иосифовна Логинова Check valve
RU2576729C1 (en) * 2014-12-30 2016-03-10 Андрей Сергеевич Казанцев Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions)
RU2580113C1 (en) * 2014-12-05 2016-04-10 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Device for separate operation of two formations of one well
RU2620700C1 (en) * 2016-04-21 2017-05-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Controlled well electromechanical valve
CN108757414A (en) * 2018-07-25 2018-11-06 百斯迈奇能源技术服务（深圳）有限公司 A kind of underground submersible pump apparatus for exploitation of gas hydrates
RU193950U1 (en) * 2017-06-19 2019-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Installation for simultaneous and separate reservoir exploitation
RU2733345C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-01 Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" Downhole device for gas discharge
RU2761913C1 (en) * 2021-07-27 2021-12-14 Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") Electrically operated downhole valve
CN114482921A (en) * 2020-10-27 2022-05-13 中国石油化工股份有限公司 Electro-hydraulic integrated switch and application thereof
CN116733426A (en) * 2023-08-11 2023-09-12 哈尔滨艾拓普科技有限公司 Oil well intelligent separate production system based on post-pump pressure pulse control and implementation method

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6179056B1 (en) * 1998-02-04 2001-01-30 Ypf International, Ltd. Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same
RU2194152C2 (en) * 2001-01-24 2002-12-10 Махир Зафар оглы Шарифов Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow
RU2229586C1 (en) * 2002-10-17 2004-05-27 Шарифов Махир Зафар-оглы Controller valve
RU2291949C2 (en) * 2005-02-04 2007-01-20 ООО НТП "Нефтегазтехника" Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations
RU2365744C1 (en) * 2008-01-09 2009-08-27 Василий Александрович Леонов Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions)
RU2380522C1 (en) * 2008-07-22 2010-01-27 Махир Зафар оглы Шарифов Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2385409C2 (en) * 2008-05-13 2010-03-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6179056B1 (en) * 1998-02-04 2001-01-30 Ypf International, Ltd. Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same
RU2194152C2 (en) * 2001-01-24 2002-12-10 Махир Зафар оглы Шарифов Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow
RU2229586C1 (en) * 2002-10-17 2004-05-27 Шарифов Махир Зафар-оглы Controller valve
RU2291949C2 (en) * 2005-02-04 2007-01-20 ООО НТП "Нефтегазтехника" Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations
RU2365744C1 (en) * 2008-01-09 2009-08-27 Василий Александрович Леонов Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions)
RU2385409C2 (en) * 2008-05-13 2010-03-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method
RU2380522C1 (en) * 2008-07-22 2010-01-27 Махир Зафар оглы Шарифов Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2558543C1 (en) * 2014-06-30 2015-08-10 Ольга Иосифовна Логинова Check valve
RU2580113C1 (en) * 2014-12-05 2016-04-10 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Device for separate operation of two formations of one well
RU2576729C1 (en) * 2014-12-30 2016-03-10 Андрей Сергеевич Казанцев Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions)
RU2620700C1 (en) * 2016-04-21 2017-05-29 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Controlled well electromechanical valve
RU193950U1 (en) * 2017-06-19 2019-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Installation for simultaneous and separate reservoir exploitation
CN108757414A (en) * 2018-07-25 2018-11-06 百斯迈奇能源技术服务（深圳）有限公司 A kind of underground submersible pump apparatus for exploitation of gas hydrates
RU2733345C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-01 Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" Downhole device for gas discharge
CN114482921A (en) * 2020-10-27 2022-05-13 中国石油化工股份有限公司 Electro-hydraulic integrated switch and application thereof
RU2761913C1 (en) * 2021-07-27 2021-12-14 Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") Electrically operated downhole valve
CN116733426A (en) * 2023-08-11 2023-09-12 哈尔滨艾拓普科技有限公司 Oil well intelligent separate production system based on post-pump pressure pulse control and implementation method
CN116733426B (en) * 2023-08-11 2023-12-15 哈尔滨艾拓普科技有限公司 Oil well intelligent separate production system based on post-pump pressure pulse control and implementation method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2519281C1 (en) Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions)
EP0088550B1 (en) Tester valve with liquid spring
US9371715B2 (en) Downhole extending ports
US7926575B2 (en) Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools
US4444268A (en) Tester valve with silicone liquid spring
RU2516708C2 (en) Subsurface safety valve
NO344092B1 (en) Feeding pipe valve system and method for selective well stimulation and control
US20140151064A1 (en) Hybrid-Tieback Seal Assembly Using Method and System for Interventionless Hydraulic Setting of Equipment when Performing Subterranean Operations
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU154511U1 (en) PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL
CN106103883A (en) Reactive valve drilling jar system
US9133686B2 (en) Downhole tester valve having rapid charging capabilities and method for use thereof
RU2147336C1 (en) Device for hydraulic-pulse treatment of bed
US9476280B2 (en) Double compression set packer
US9157295B2 (en) Control of fluid flow in oil wells
CN105765158A (en) Improved filling mechanism for morphable sleeve
US8701778B2 (en) Downhole tester valve having rapid charging capabilities and method for use thereof
RU154295U1 (en) PACKER DRILLED
RU2229586C1 (en) Controller valve
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
WO2014011178A1 (en) Control line damper for valves
US10309194B2 (en) Downhole fluid valve
RU2467153C1 (en) Packer with or without cable bushing (versions)
RU192523U1 (en) MULTI-STAGE HYDROPULSE MODULE
RU2527440C1 (en) Pumping well cut-off system (versions)

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210411