СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ИЛИ ПООЧЕРЕДНОЙ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИСКВАЖИННОГО РАЗЪЕМА "МОКРЫЙ КОНТАКТ"

1. Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с применением внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку в скважину колонны труб с пакерной системой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических либо электромеханических клапанов регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, нижней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», как минимум одной электрической линией связи для управления, питания и передачи информации, при этом управляемые электрические или электромеханические клапаны располагают либо ниже верхнего пакера в интервале верхнего продуктивного пласта, либо в интервале каждого продуктивного пласта, а датчики контроля работы пластов выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических или электромеханических клапанов, кроме того каждый гидравлический канал связи пласта с каналом двухпакерной компоновки оснащен обратным клапаном, препятствующим движению пластового флюида или жидкости глушения из скважины в пласт, включающий отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, либо кожуха электропривода, представленным колонной труб, либо штанг, либо кабелем, верхней частью блока «мокрый контакт», электрической линией обеспечивающей передачу данных от датчиков контроля параметров работы пластов, питание и передачу команд на управляемые электрические или электромеханические клапаны от наземной станции контроля параметров работы пластов и управления клапанами, а также, при необходимости, электрическое питание насосного оборудования, которая может выполняться отдельной кабельной линией, имеющей как минимум одну жилу в случае если в насосном оборудовании не применяется электропривод, либо в составе четвертой жилы погружного кабеля для электронасосов, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя, кроме того хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством и не оснащен, хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб и не оснащен, включающий стыковку верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», установление электрической связи между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управляемыми электрическими, либо электромеханическими клапанами, дающий возможность контроля и измерения параметров работы пластов от соответствующих датчиков давления, температуры, расхода, влагосодержания в режиме реального времени и регулирования либо огсечения потока пластового флюида в скважину, причем соединение электрических контактов гидравлически и электрически изолировано от скважинной жидкости, получение данных для определения оптимальных режимов одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации продуктивных пластов скважины, осуществление установки оптимальных режимов эксплуатации пластов и их последующую корректировку посредством передачи электрических сигналов по кабелю к управляемым электрическим либо электромеханическим клапанам со станции управления в автоматическом или ручном режимах.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что управляемые электрические либо электромеханические клапаны, предназначенные для регулировки либо отсечения потока пластового флюида, поступающего ь скважину, располагают ниже верхнего пакера в интервале верхнего продуктивного пласта, либо в интервале каждого продуктивного пласта.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчики контроля работы пластов размещают в интервале перфорации каждого продуктивного пласта, либо над интервалом перфорации продуктивного пласта выше, либо ниже, либо один выше, а другой ниже управляемых электрических, либо электромеханических клапанов.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для электрического соединения линии связи от наземной станции контроля параметров работы пластов и управления электрическими либо электромеханических клапанами с управляемыми электрическими клапанами и датчиками контроля работы пластов применяется электрически и механически соединяемый и разъединяемый внутрискважинный блок «мокрый контакт».
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что данная система позволяет решить техническую проблему по спуску многопакерной компоновки большой протяженности и веса при ограничении несущей способности насосного оборудования, а также в скважинах с большой кривизной эксплуатационной колонны.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что хвостовик может быть оснащен компенсатором хода термобарических изменений длины колонны труб.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый гидравлический канал связи пласта с каналом двухпакерной компоновки оснащен обратным клапаном, препятствующим движению пластового флюида либо жидкости глушения из скважины в пласт.