RU2506416C1 - Downhole pump unit - Google Patents

Downhole pump unit Download PDF

Info

Publication number
RU2506416C1
RU2506416C1 RU2012123036/03A RU2012123036A RU2506416C1 RU 2506416 C1 RU2506416 C1 RU 2506416C1 RU 2012123036/03 A RU2012123036/03 A RU 2012123036/03A RU 2012123036 A RU2012123036 A RU 2012123036A RU 2506416 C1 RU2506416 C1 RU 2506416C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tubing
packer
downhole
pump
insert
Prior art date
Application number
RU2012123036/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012123036A (en
Inventor
Олег Марсович Гарипов
Original Assignee
Олег Марсович Гарипов
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 Олег Марсович Гарипов filed Critical Олег Марсович Гарипов
Publication of RU2012123036A publication Critical patent/RU2012123036A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2506416C1 publication Critical patent/RU2506416C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil producing industry; it can be used for separation and control of fluid flows or pumping of working fluid to the well in process of recovery of one or several strata. Downhole pump unit includes pump, tubing string, packer or packers, one or several regulated bypass devices. At that the unit is equipped additionally with one or several inserts fixed hermetically inside tubing string, separating elements fixed hermetically in annular space between the insert and tubing string, bypass ports made in tubing stream below and above the packer or between packers and below and above the packer. At least in one bypass port there is regulated bypass device; at that bypass ports are connected hydraulically between themselves and the pump while packer and packers are installed at tubing string between separating elements.
EFFECT: increasing efficiency of recovery for several strata, providing possibility of control over recovery of strata and direct downhole measurements of yield and watercut for separate strata.
18 cl, 5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения и управления потоками скважинного флюида (нефти, газа и др.) и изолирования пластов или интервалов негерметичности, а также при закачке рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов.The invention relates to the oil industry and can be used to isolate and control the flow of well fluid (oil, gas, etc.) and isolate formations or leaks, as well as when pumping a working agent into a well during operation of one or more formations.

Известна Насосная пакерная установка, включающая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, по меньшей мере, один пакер, установленный на НКТ или на хвостовике насоса, регулируемые перепускные устройства, контрольно-измерительные приборы (Патент РФ №2296213, E21В 43\00, оп. 10.11.2006 г.).Known pump packer installation, including tubing, on which there is a pump with a shank, at least one packer mounted on the tubing or on the pump shank, adjustable bypass devices, instrumentation (RF Patent No. 2296213, E21В 43 \ 00, op November 10, 2006).

Недостатком известного устройства является то, что установка не позволяет в скважине разделять потоки скважинного флюида, в том числе и непосредственно в лифте до насоса, что ограничивает ее применение.A disadvantage of the known device is that the installation does not allow the well to separate the flow of the wellbore fluid, including directly in the elevator to the pump, which limits its use.

Наиболее близким техническим решением является Скважинная установка Гарипова, включающая НКТ, на которой расположен насос с хвостовиком, по меньшей мере, один пакер, установленный на НКТ или на хвостовике насоса, регулируемые перепускные устройства, контрольно-измерительные приборы (Патент РФ №2309246, E21В 43\14, оп. 27.10.2007 г., прототип). Недостатком известного устройства является то, что установка не позволяет разделять потоки скважинного флюида в лифте скважины до приема насоса. Также невозможно вести раздельное управление и осуществлять контроль параметров флюида в лифте при эксплуатации скважины в режиме реального времени, в том числе проводить на устье скважины прямые замеры дебита и обводненности раздельно по каждому пласту.The closest technical solution is the Garipov downhole installation, including tubing, on which there is a pump with a liner, at least one packer mounted on the tubing or on the pump liner, adjustable bypass devices, instrumentation (RF Patent No. 2309246, E21B 43 \ 14, op. 27.10.2007, prototype). A disadvantage of the known device is that the installation does not allow to separate the flow of well fluid in the well elevator before receiving the pump. It is also impossible to conduct separate control and control fluid parameters in the elevator during well operation in real time, including direct measurements of flow rate and water cut at the wellhead separately for each formation.

Предлагаемое техническое решение позволяет избежать, указанные выше недостатки, а также позволяет повысить эффективность эксплуатации нескольких пластов, обеспечить возможность разобщения и управления потоками скважинного флюида в процессе эксплуатации скважины и проведения на устье контрольных прямых замеров дебита и обводненности раздельно по пластам.The proposed technical solution avoids the above disadvantages, and also improves the efficiency of the operation of several reservoirs, provides the possibility of separation and control of the flow of well fluid during operation of the well and conducting direct direct measurements of flow rate and water cut separately at the mouth.

Поставленная цель достигается тем, что Скважинная насосная установка включает насос, НКТ, пакер или пакеры, одно или несколько регулируемых перепускных устройств, она дополнительно снабжена одной или несколькими вставками, герметично закрепленными внутри НКТ, разделительными элементами, герметично установленными в кольцевом пространстве между вставкой и НКТ, перепускными отверстиями, выполненными в НКТ ниже и выше пакера или между пакерами и ниже или выше пакера, по меньшей мере, в одном перепускном отверстии установлено регулируемое перепускное устройство, при этом перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и насосом, а пакер или пакеры установлены на НКТ между разделительными элементами, кроме этого регулируемое перепускное устройство представлено в кабельном исполнении с электропроводящим кабелем, в гидравлическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления, в гидравлически - электрическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления и с электропроводящим кабелем, что регулируемое перепускное устройство выполнено автономным в виде заряженного на заданное давление сильфонного клапана, вставка представляет собой участок НКТ или участок гибкой безмуфтовой трубки, разделительный элемент представляет собой цанговый захват, выступ или муфту, фиксирующую муфту с резьбой или со штифтами, разбухающую манжету, разделительный элемент дополнительно снабжен перепускным отверстием, контрольно-измерительные приборы в автономном или кабельном исполнении, разъединитель колонны, расположенный над пакером, посадочный элемент, в котором расположено регулируемое перепускное устройство, дополнительный пакер, установленный на НКТ под регулируемым перепускным устройством, герметизирующий элемент, установленный в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ и вставкой, при этом, герметизирующий элемент представляет собой графитовую смазку или резиновые кольца.This goal is achieved by the fact that the well pump installation includes a pump, tubing, packer or packers, one or more adjustable bypass devices, it is additionally equipped with one or more inserts sealed inside the tubing, separating elements sealed in the annular space between the insert and tubing , bypass holes made in the tubing below and above the packer or between packers and below or above the packer, at least one bypass hole is set adjustable the bypass device, while the bypass holes are hydraulically connected to each other and the pump, and the packer or packers are installed on the tubing between the separation elements, in addition, the adjustable bypass device is presented in a cable version with an electrically conductive cable, in a hydraulic version with a high pressure hydraulic channel, in a hydraulically - electric design with a hydraulic channel of high pressure and with an electrically conductive cable, that the adjustable bypass device is made autonomous in the form of a bellows valve charged to a predetermined pressure, the insert is a tubing section or a section of a flexible sleeveless tube, the separation element is a collet, a protrusion or sleeve, a locking sleeve with thread or pins, a swelling sleeve, the separation element is additionally equipped with a bypass hole, control - measuring instruments in stand-alone or cable version, a column disconnector located above the packer, a landing element in which an adjustable bypass is located Noe device, an additional packer installed on tubing at an adjustable bypass device, the sealing member mounted in threaded connections in the annulus between the tubing and the insert, thus, the sealing member is a graphite grease or rubber ring.

На фиг.1 изображена Скважинная насосная установка с насосом, с пакером, установленным между пластами, с электрически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой, выполненной над насосом, на фиг.2 изображена Скважинная насосная установка с насосом, с пакером, установленным между пластами, с гидравлически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой, выполненной над насосом, на фиг.3 изображена Скважинная насосная установка с верхним пакером над насосом, с дополнительным пакером под насосом, с гидравлически регулируемыми перепускными устройствами, с одной вставкой, на фиг.4 изображена Скважинная насосная установка с верхним и нижним пакерами, с электрически регулируемым перепускным устройством, с одной вставкой под насосом, на фиг.5 изображена Скважинная насосная установка для трех пластов с двумя вставками над и под насосом, с тремя пакерами, с одним электрически регулируемым перепускным устройством и двумя гидравлически регулируемыми перепускными устройствами.Figure 1 shows a well pump installation with a pump, with a packer installed between the layers, with an electrically adjustable bypass device, with one insert made above the pump, figure 2 shows a well pump installation with a pump, with a packer installed between the layers, with a hydraulically adjustable bypass device, with one insert made above the pump, figure 3 shows a borehole pump unit with an upper packer above the pump, with an additional packer under the pump, with hydraulically adjustable with bypass devices, with one insert, Fig. 4 shows a Well pumping unit with upper and lower packers, with an electrically adjustable bypass device, with one insert under the pump, Fig. 5 shows a Well pumping unit for three reservoirs with two inserts above and under the pump, with three packers, with one electrically adjustable bypass device and two hydraulically adjustable bypass devices.

Скважинная насосная установка включает насос 1, НКТ 2, пакер или пакеры 3, одно или несколько регулируемых перепускных устройств 4, одну или несколько вставок 5, разделительные элементы 6, перепускные отверстия 7.A downhole pump installation includes a pump 1, tubing 2, a packer or packers 3, one or more adjustable bypass devices 4, one or more inserts 5, spacer elements 6, bypass openings 7.

Насос 1 представляет собой, например, ЭЦН, ШГН или другой глубинный скважинный насос.The pump 1 is, for example, ESP, SHGN or other deep well pump.

НКТ 2 представляют собой трубу, например, с муфтами или без муфт, или участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.The tubing 2 is a pipe, for example, with or without couplings, or pipe sections of one or different diameters, interconnected, for example, by sub.

Пакер или пакеры 3 установлены на НКТ 2 между разделительными элементами 6 для разобщения пластов друг от друга и от насоса 1 и представляет собой, например, механическое разобщающее устройство, гидравлическое разобщающее устройство с различным способом установки в скважине.A packer or packers 3 are installed on the tubing 2 between the separation elements 6 for separating the layers from each other and from the pump 1 and is, for example, a mechanical uncoupling device, a hydraulic uncoupling device with a different installation method in the well.

Регулируемое перепускное устройство 4 предназначено для управления и регулирования расхода скважинного флюида поступающего из пласта на прием насоса 1. Регулируемое перепускное устройство 4 представляет собой гидравлическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие гидравлическим каналом 8, например, от гидронасоса; электрическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие электроимпульсом по электропроводящему каналу 9, например, в виде кабеля или трубки; гидро-электрическое регулируемое перепускное устройство, приводимое в действие, например, с применением гидронасоса с электроприводом.Adjustable bypass device 4 is designed to control and regulate the flow of well fluid from the reservoir to the intake of pump 1. The adjustable bypass device 4 is a hydraulic adjustable bypass device driven by a hydraulic channel 8, for example, from a hydraulic pump; an electric adjustable bypass device driven by an electric pulse through an electrically conductive channel 9, for example, in the form of a cable or tube; hydro-electric adjustable bypass device, driven, for example, using an electric hydraulic pump.

Кроме этого, регулируемое перепускное устройство 4 представляет собой автономное регулируемое перепускное устройство, которое работает автономно, например, в виде заряженного сильфонного клапана, и открывается-закрывается при заданном давлении или перепаде давления.In addition, the adjustable bypass device 4 is a stand-alone adjustable bypass device that operates autonomously, for example, in the form of a charged bellows valve, and opens and closes at a given pressure or differential pressure.

Регулируемое перепускное устройство 4 представлено, например, дистанционно-управляемым устройством.The adjustable bypass device 4 is represented, for example, by a remotely controlled device.

Вставка 5 герметично закреплена внутри НКТ 2 посредством разделительных элементов 6, например, выше, ниже или выше и ниже насоса 1 и представляет собой участок трубы, например, участок НКТ, участок гибкой трубы, участок гибкой безмуфтовой трубки, участок импульсной трубки, участок шлангокабеля или участков труб одного или разного диаметров, соединенных между собой, то есть сборную вставку 5. Вставка 5 предназначена для разобщения потоков внутри скважины в пределах вставки 5, как разнонаправленных, так и однонаправленных.The insert 5 is hermetically fixed inside the tubing 2 by means of separation elements 6, for example, above, below or above and below the pump 1 and is a pipe section, for example, a tubing section, a flexible pipe section, a flexible sleeveless pipe section, a pulse pipe section, a umbilical section or sections of pipes of one or different diameters connected to each other, that is, a prefabricated insert 5. Insert 5 is designed to isolate flows within the well within insert 5, both multidirectional and unidirectional.

Например, в пределах вставки 5 на фиг.3 - разнонаправленные потоки, где по центру вставки 5 поток флюида поднимается из насоса 1, а по кольцевому пространству между вставкой 5 и НКТ 2 поток флюида с верхнего пласта стекает на прием насоса 1, на фиг.4 - однонаправленные потоки, где поток флюида по центру вставки 5 и в кольцевом пространстве между вставкой 5 и НКТ 2 поднимается вверх на прием насоса 1.For example, within insert 5 in FIG. 3, there are multidirectional flows, where in the center of insert 5, fluid flow rises from pump 1, and along the annular space between insert 5 and tubing 2, fluid flow from the upper reservoir flows to the intake of pump 1, FIG. 4 - unidirectional flows, where the fluid flow in the center of insert 5 and in the annular space between insert 5 and tubing 2 rises up to receive pump 1.

Вставка 5, расположенная под насосом, обеспечивает разобщение потоков флюида из двух пластов, например, один поток флюида проходит с нижнего пласта 10 по внутреннему пространству вставки 5 в насос 1 и другой поток флюида из верхнего пласта 11 проходит по кольцевому пространству между вставкой 5 и НКТ 2 в насос 1 (фиг.4, 5). Вставка 5, расположенная над насосом 1, обеспечивает разобщение разнонаправленных потоков, например, флюид из верхнего пласта 11 по кольцевому пространству с верхнего пласта 11 поступает вниз на прием насоса 1, а из насоса 1 по внутреннему пространству вставки 5 скважинный флюид поднимается на поверхность.The insert 5, located under the pump, provides the separation of fluid flows from two reservoirs, for example, one fluid flow passes from the lower reservoir 10 through the internal space of the insert 5 into the pump 1 and another fluid flow from the upper reservoir 11 passes through the annular space between the insert 5 and the tubing 2 into the pump 1 (Fig. 4, 5). The insert 5, located above the pump 1, provides separation of multidirectional flows, for example, fluid from the upper formation 11 through the annular space from the upper formation 11 flows down to the intake of the pump 1, and from the pump 1 through the internal space of the insert 5, the borehole fluid rises to the surface.

Разделительные элементы 6 герметично закреплены в кольцевом пространстве между вставкой 5 и НКТ, что обеспечивает удержание вставки 5 внутри НКТ 2 в заданном положении, и предназначены для герметичного разобщения на пространство внутри вставки 5 и на кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5.The dividing elements 6 are hermetically fixed in the annular space between the insert 5 and the tubing, which ensures that the insert 5 is kept inside the tubing 2 in a predetermined position, and are designed for tight separation into the space inside the insert 5 and the annular space between the tubing 2 and the insert 5.

Разделительный элемент 6 выполнен в виде одного элемента или выполнен сборным в виде нескольких элементов, герметично соединенных между собой.The dividing element 6 is made in the form of a single element or prefabricated in the form of several elements hermetically connected to each other.

Разделительный элемент 6 представляет собой, например, уплотнитель с цанговым захватом, выступ с уплотнителем, разбухающую манжету, уплотнительные манжеты со срезными элементами, фиксирующую муфту с резьбой и герметизирующими элементами или со штифтами, втулку с графитовой смазкой на резьбе и т.д. Сборный разделительный элемент 6 содержит, например, несколько различных уплотнительных колец, манжет, упорных элементов и т.п.The dividing element 6 is, for example, a seal with a grip, a protrusion with a seal, a swell cuff, sealing cuffs with shear elements, a locking sleeve with a thread and sealing elements or with pins, a sleeve with graphite lubricant on the thread, etc. The pre-assembled separation element 6 contains, for example, several different o-rings, seals, thrust elements, etc.

Разделительный элемент 6 дополнительно снабжен перепускным отверстием 7 или перепускным отверстием 7 с регулируемым перепускным устройством 4, которое регулирует перепуск флюида из пласта во внутреннее пространство вставки 5.The separation element 6 is additionally equipped with a bypass hole 7 or a bypass hole 7 with an adjustable bypass device 4, which regulates the bypass of the fluid from the reservoir into the interior of the insert 5.

Перепускные отверстия 7 выполнены в НКТ 2 ниже и выше пакера 3 или между пакерами 3 и ниже или выше пакера 3 и обеспечивают перепуск жидкости в виде флюида из пласта, например, в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5.The bypass holes 7 are made in the tubing 2 below and above the packer 3 or between the packers 3 and below or above the packer 3 and provide bypass fluid in the form of fluid from the reservoir, for example, into the annular space between the tubing 2 and insert 5.

Перепускные отверстия 7 гидравлически связаны между собой и насосом 1, так из перепускных отверстий 7, расположенных напротив пласта скважинный флюид течет через вставку 5 в другие перепускные отверстия 7 и далее на прием насоса 1. По меньшей мере, в одном перепускном отверстии 7 установлено регулируемое перепускное устройство 4 для управления потоком скважинного флюида.The bypass holes 7 are hydraulically interconnected with the pump 1, so from the bypass holes 7 located opposite the formation, the well fluid flows through the insert 5 into the other bypass holes 7 and then to the intake of the pump 1. At least one bypass hole 7 has an adjustable bypass device 4 for controlling the flow of well fluid.

Перепускные отверстия 7, снабженные регулируемым перепускным устройством 4, обеспечивают регулируемый перепуск жидкости в виде флюида из пласта, например, в кольцевое пространство между НКТ 2, при этом перепускные отверстия 7 и перепускное отверстие 7 с регулируемым перепускным устройством 4 гидравлически связаны между собой и насосом 1.The bypass holes 7, equipped with an adjustable bypass device 4, provide an adjustable bypass fluid in the form of fluid from the reservoir, for example, into the annular space between the tubing 2, while the bypass holes 7 and the bypass hole 7 with an adjustable bypass device 4 are hydraulically interconnected with the pump 1 .

Посредством регулируемого перепускного устройства 4, например, за счет изменения диаметра перепускного отверстия 7, регулируют поступление пластового флюида из внутреннего пространства вставки 5 или кольцевого пространства между вставкой 5 и НКТ 2 на прием насоса 1, например, раздельно или совместно.By means of an adjustable bypass device 4, for example, by changing the diameter of the bypass hole 7, the flow of formation fluid from the inside of the insert 5 or the annular space between the insert 5 and the tubing 2 to the intake of the pump 1 is regulated, for example, separately or together.

Скважинная насосная установка дополнительно снабжена контрольно-измерительными приборами 12 в автономном или кабельном исполнении, разъединителем колонны 13, герметизирующим элементом 14, посадочным элементом 15 и дополнительным пакером 16.The downhole pumping unit is additionally equipped with instrumentation 12 in stand-alone or cable version, a column disconnector 13, a sealing element 14, a seating element 15 and an additional packer 16.

Контрольно-измерительные приборы 12 (далее по тексту -КИП) представляют собой, например, манометры, термометры и т.п.и расположены, например, в НКТ 2, во вставке 5, в подвижных или неподвижных элементах пакера 3, 16 и предназначены для регистрации заданных параметров скважины.Instrumentations 12 (hereinafter referred to as KIP) are, for example, pressure gauges, thermometers, etc., and are located, for example, in tubing 2, in box 5, in movable or fixed elements of the packer 3, 16 and are intended for registration of the set parameters of the well.

Разъединитель колонны 13 установлен над дополнительным пакером 16 и служит для соединения и разъединения вставки 5 с НКТ 2.The disconnector of the column 13 is installed above the additional packer 16 and serves to connect and disconnect the insert 5 with the tubing 2.

Герметизирующий элемент 14 установлен в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ 2 и вставкой 5 и представляет собой графитовую смазку, резиновые кольца, самоуплотняющиеся резьбовые соединения. При соединении вставки 5 с НКТ 2 посредством разделительного элемента в виде муфты 6 (фиг.4), герметизирующий элемент 14 в резьбовых соединениях выполнен в виде герметизирующей графитовой смазки, ленты фум, резиновых колец и т.п., или самоуплотняющихся резьбовых соединений.The sealing element 14 is installed in threaded joints in the annular space between the tubing 2 and insert 5 and is a graphite lubricant, rubber rings, self-sealing threaded joints. When connecting the insert 5 to the tubing 2 by means of a spacer element in the form of a sleeve 6 (Fig. 4), the sealing element 14 in the threaded joints is made in the form of a sealing graphite lubricant, tape fum, rubber rings, etc., or self-sealing threaded joints.

Посадочный элемент 15 представляет собой, например, скважинную камеру, в котором установлено регулируемое перепускное устройство 4, и расположен на НКТ 2 над, под или внутри вставки 5. При этом перепускные отверстия 7 и посадочный элемент 15 с регулируемым перепускным устройством 4 гидравлически связаны между собой и насосом 1.The seating element 15 is, for example, a borehole chamber in which an adjustable bypass device 4 is installed, and is located on the tubing 2 above, under or inside the insert 5. In this case, the bypass holes 7 and the landing element 15 with the adjustable bypass device 4 are hydraulically interconnected and pump 1.

Дополнительный пакер 16 установлен на НКТ 2 под регулируемым перепускным устройством 4 (далее по тексту - РПУ), представляет собой, например, механическое разобщающее устройство, гидравлическое разобщающее устройство с различным способом установки в скважине и предназначенное для разобщения пластов друг от друга и от насоса 1.Additional packer 16 is installed on the tubing 2 under an adjustable bypass device 4 (hereinafter referred to as RPU), is, for example, a mechanical uncoupling device, a hydraulic uncoupling device with a different installation method in the well and designed to separate the layers from each other and from pump 1 .

Скважинная насосная установка работает следующим образом.Downhole pumping unit operates as follows.

В скважину 17 спускают насос 1, затем НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, со вставкой 5, герметично закрепленной разделительными элементами 6 внутри НКТ 2, пакер 3, установленный между разделительными элементами 6 и регулируемое перепускное устройство 4, установленное в перепускном отверстим 7 над пакером 3, между пакером 3 и верхним разделительным элементом 6, и КИП 12.Pump 1 is lowered into the well 17, then tubing 2 with bypass holes 7, with an insert 5 sealed by separation elements 6 inside the tubing 2, a packer 3 installed between the separation elements 6 and an adjustable bypass device 4 installed in the bypass hole 7 above the packer 3 between the packer 3 and the upper separation element 6, and instrumentation 12.

В скважине 17 на заданной глубине пакеруют пакер 3 между пластами 10 и 11, запускают насос 1, регулируемое перепускное устройство 4 в положении «закрыто», начинают добычу флюида из нижнего пласта 10, который поступает на прием насоса 1 и далее по внутреннему пространству вставки 5 на устье скважины 17.In the well 17, at a predetermined depth, a packer 3 is packaged between the layers 10 and 11, the pump 1 is started, the adjustable bypass device 4 is in the “closed” position, production of fluid from the lower formation 10 is started, which is received at the pump 1 and further through the interior of insert 5 at the wellhead 17.

Затем под действием гидравлического давления или импульса давления переданного со станции управления 18, например, устьевым гидронасосом, регулируемое перепускное устройство 4 переводится в положение «открыто» с заданным диаметром перепускного отверстия 7. Пластовый флюид из верхнего пласта 11 поступает через регулируемое перепускное устройство 4 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и далее через перепускные отверстия 7 на прием насоса 1.Then, under the influence of hydraulic pressure or a pressure pulse transmitted from the control station 18, for example, with a wellhead hydraulic pump, the adjustable bypass device 4 is put into the “open” position with the given diameter of the bypass hole 7. The formation fluid from the upper reservoir 11 enters through the adjustable bypass device 4 into the annular the space between the tubing 2 and the insert 5 and further through the bypass holes 7 to the intake of the pump 1.

С помощью регулируемого перепускного устройства 4 дистанционно регулируют отбор скважинного флюида из верхнего пласта 11, разобщая и управляя потоком скважинного флюида из верхнего пласта 11 и, соответственно, отбором скважинного флюида из скважины в целом. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.Using an adjustable bypass device 4, remote control of the selection of the borehole fluid from the upper formation 11 is carried out, separating and controlling the flow of the borehole fluid from the upper formation 11 and, accordingly, the selection of the borehole fluid from the well as a whole. Instrumentation 12 during operation measure downhole parameters.

В зависимости типа насоса 1 и технических условий скважины 17 и оборудования определяют количество спуско-подъемных операций, максимально допустимый вес НКТ 2 под насосом 1 и возможные нагрузки на УЭЦН или УШГН при срыве пакера 3.Depending on the type of pump 1 and the technical conditions of the well 17 and the equipment, the number of tripping operations, the maximum allowable weight of the tubing 2 under the pump 1 and the possible loads on the ESP or USHGN when the packer 3 is broken are determined.

Если скважина 17 не глубокая и вес нижней части НКТ 2 менее, например, 500-800 кг, то под насосом 1 устанавливают на НКТ 2 еще два механических пакера, например, средний и нижний с нижней вставкой 5.If the well 17 is not deep and the weight of the lower part of the tubing 2 is less, for example, 500-800 kg, then two more mechanical packers are installed under the pump 1 on the tubing 2, for example, the middle and lower with the bottom insert 5.

Пример N1 (фигура 3). В скважину 17 спускают дополнительный пакер 16 на НКТ 2 с нижним регулируемым перепускным устройством 4, далее насос 1, затем НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, с вставкой 5 в виде гибкой безмуфтовой трубы, верхний пакер 3, расположенный между разделительными элементами 6 вставки 5, и КИП 12.Example N1 (figure 3). An additional packer 16 is lowered into the well 17 on the tubing 2 with the lower adjustable bypass device 4, then the pump 1, then the tubing 2 with the bypass holes 7, with the insert 5 in the form of a flexible sleeveless pipe, the upper packer 3 located between the dividing elements 6 of the insert 5, and instrumentation 12.

Нижнее регулируемое перепускное устройство 4 установлено между насосом 1 и дополнительным пакером 16.The lower adjustable bypass device 4 is installed between the pump 1 and the additional packer 16.

В скважине 17 на заданной глубине пакеруют верхний 3 и дополнительный 16 пакеры между пластами 10 и 11, запускают насос 1 и начинают добычу флюида из пластов 10 и 11, поскольку верхнее и нижнее регулируемые перепускные устройства 4 находятся в положении «открыто».In the well 17, at the given depth, the upper 3 and additional 16 packers are packaged between the beds 10 and 11, the pump 1 is started and the production of fluid from the beds 10 and 11 is started, since the upper and lower adjustable bypass devices 4 are in the “open” position.

Под действием гидравлического давления или импульса давления верхнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто» и пластовый флюид поступает только из нижнего пласта 10 через нижнее регулируемое перепускное устройство 4 в насос 1.Under the action of hydraulic pressure or a pressure pulse, the upper adjustable bypass device 4 is placed in the closed position and the formation fluid flows only from the lower formation 10 through the lower adjustable bypass device 4 to the pump 1.

Если же верхнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «открыто», а нижнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто», то флюид из верхнего пласта 11 поступает в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и далее через перепускные отверстия 7 на прием насоса 1. С помощью верхнего и нижнего регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида с пластов 10 и 11, разобщая и управляя потоком флюида из верхнего и\или нижнего пластов 10 и 11 и, соответственно, отбором флюида из скважины 17 в целом с совместно-раздельным замером дебита и обводненности. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.If the upper adjustable bypass device 4 is moved to the open position, and the lower adjustable bypass device 4 is turned into the closed position, then the fluid from the upper reservoir 11 enters the annular space between the tubing 2 and insert 5 and then through the bypass holes 7 to pump intake 1. Using the upper and lower adjustable bypass devices 4, the fluid selection from the reservoirs 10 and 11 is remotely controlled, separating and controlling the fluid flow from the upper and / or lower reservoirs 10 and 11 and, accordingly, the selection of fluid from the Azhinov 17 as a whole together with the split-flow rate and water cut metering. Instrumentation 12 during operation measure downhole parameters.

Пример №2 (фигура 4). В скважину 17 спускают скважинную насосную установку со вставкой 5 для разобщения и управления потоками скважинного флюида из пластов 10 и 11, расположенных под насосом 1 в виде ШГН, с верхним и нижним пакерами 3, с посадочными элементами 15 в виде скважинных камер, в которых установлены верхнее и нижнее регулируемые перепускные устройства 4. Скважинные камеры 15 установлены над верхним пакером 3, при этом одна - между разделительными элементами 6, а другая - над разделительными элементами 6. Нижние разделительные элементы 6 выполнены с перепускными отверстиями 7.Example No. 2 (figure 4). A borehole pumping unit with an insert 5 is lowered into the well 17 to isolate and control the flow of borehole fluid from the strata 10 and 11, located under the pump 1 in the form of SHGN, with upper and lower packers 3, with landing elements 15 in the form of borehole chambers in which upper and lower adjustable bypass devices 4. Downhole chambers 15 are installed above the upper packer 3, with one between the separation elements 6 and the other above the separation elements 6. The lower separation elements 6 are made with bypass holes 7.

В скважину 17 сначала спускают нижний пакер 3, далее НКТ 2, внутри которой установлена вставка 5 в виде участка НКТ малого диаметра с разделительными элементами 6, и с перепускными отверстиями 7. Потом спускают верхний пакер 3, скважинную камеру 15 с нижним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4 от гидравлического канала 8 и скважинную камеру 15 с верхним электрически регулируемым перепускным устройством 4 с электрическим кабелем 9 для его дистанционного управления. При этом перепускные отверстия 7 расположены под нижним пакером 3, между пакерами 3. Затем над скважинной камерой 15 с верхним электрически регулируемым перепускным устройством 4 устанавливают НКТ 2 и присоединяют насос 1. Верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 - в положении «открыто».The lower packer 3 is first lowered into the well 17, then the tubing 2, inside which there is an insert 5 in the form of a small diameter tubing section with dividing elements 6, and with bypass holes 7. Then the upper packer 3, the borehole chamber 15 with the lower hydraulically adjustable bypass device, are lowered 4 from the hydraulic channel 8 and the borehole chamber 15 with an upper electrically adjustable bypass device 4 with an electric cable 9 for its remote control. In this case, the bypass holes 7 are located under the lower packer 3, between the packers 3. Then, a tubing 2 is installed above the borehole chamber 15 with the upper electrically adjustable bypass device 4 and the pump 1 is connected. The upper electrically adjustable bypass device 4 is in the “open” position.

После пакеровки и запуска насоса 1 начинают добычу флюида одновременно с пластов 10 и 11. При необходимости отключения из эксплуатации верхнего пласта 11 на устье создают давление в гидравлическом канале 8, под действием которого нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто».After packing and starting the pump 1, fluid production is started simultaneously from the reservoirs 10 and 11. If it is necessary to shut down the upper formation 11 from operation, the pressure is created in the hydraulic channel 8 at the mouth, under which the lower hydraulically adjustable bypass device 4 is put into the “closed” position.

Пластовый флюид из верхнего пласта 11 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и, соответственно, в нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и далее на прием насоса 1.Formation fluid from the upper reservoir 11 ceases to flow through the bypass holes 7 into the annular space between the tubing 2 and insert 5 and, accordingly, into the lower hydraulically adjustable bypass device 4 and then to the pump 1.

Насос 1 через верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 добывает флюид только из нижнего пласта 10 с прямым замером на устье дебита и обводненности.The pump 1 through the upper electrically adjustable bypass device 4 produces fluid only from the lower reservoir 10 with direct measurement at the mouth of the flow rate and water cut.

Для отбора флюида только из верхнего пласта 11 дистанционно открывают нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и закрывают верхнее электрически регулируемое перепускное устройство 4.To select fluid only from the upper reservoir 11, the lower hydraulically adjustable bypass device 4 is remotely opened and the upper electrically adjustable bypass device 4 is closed.

Для дистанционного открытия нижнего гидравлически регулируемого перепускного устройства 4 на него воздействуют заданным гидравлическим давлением и переводят в положение «открыто», а при закрытии верхнего электрически регулируемого перепускного устройство 4 на него воздействуют заданным электрическим сигналом по электрическому кабелю 9 и переводят в положение «закрыто».To remotely open the lower hydraulically adjustable bypass device 4, it is exposed to a predetermined hydraulic pressure and put into the "open" position, and when the upper electrically adjustable bypass device 4 is closed, it is exposed to it by a predetermined electric signal via an electric cable 9 and put into the "closed" position.

В этом случае пластовый флюид из верхнего пласта 11 поступает через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и вставкой 5 и, соответственно, в нижнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 и далее на прием насоса 1.In this case, the formation fluid from the upper formation 11 enters through the bypass holes 7 into the annular space between the tubing 2 and the insert 5 and, accordingly, into the lower hydraulically adjustable bypass device 4 and then to the pump 1.

Регулируемые перепускные устройства 4 регулируют поток скважинного флюида из верхнего пласта 11 раздельно от нижнего пласта 10 на прием насоса 1, разобщая и раздельно управляя потоками скважинного флюида.Adjustable bypass devices 4 regulate the flow of the well fluid from the upper formation 11 separately from the lower formation 10 to the intake of the pump 1, separating and separately controlling the flow of the well fluid.

С помощью регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида из пластов 10, 11 при их совместной эксплуатации, а также раздельный отбор флюида с пласта 10 или пласта 11 с прямым замером на устье их дебита и обводненности. КИП 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.Using adjustable bypass devices 4, remote control of fluid selection from formations 10, 11 during their joint operation, as well as separate selection of fluid from reservoir 10 or reservoir 11 with direct measurement at the mouth of their flow rate and water cut, is remotely controlled. Instrumentation 12 during operation measure downhole parameters.

Пример №3 (фигура 5). В скважину 17 спускают скважинную насосную установку для разобщения трех пластов и управления потоками скважинного флюида с пакерами 3: верхним, средним и нижним, расположенными между пластами 11, 19 и 10, верхней вставкой 5, расположенной над насосом 1и нижней вставкой 5, расположенной под насосом 1, с КИП 12.Example No. 3 (figure 5). A well pumping unit is lowered into the well 17 to separate the three layers and control the flow of the well fluid with packers 3: upper, middle and lower, located between the layers 11, 19 and 10, the upper insert 5 located above the pump 1 and the lower insert 5 located under the pump 1, with instrumentation 12.

Верхняя вставка 5 с герметизирующими элементами 14 и разделительными элементами 6 в виде цангового захвата и с верхним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4 регулирует поток флюида с верхнего пласта 11 на прием насоса 1 разобщая и управляя потоком скважинного флюида с верхнего пласта 11.The upper insert 5 with sealing elements 14 and dividing elements 6 in the form of a collet gripper and with an upper hydraulically adjustable bypass device 4 controls the fluid flow from the upper formation 11 to the intake of pump 1 by disconnecting and controlling the flow of the borehole fluid from the upper formation 11.

Нижняя вставка 5 с герметизирующими элементами 14 и разделительными элементами 6 в виде фиксатора с регулируемыми перепускными устройствами 4 регулирует и разобщает потоки флюида из нижнего пласта 10 и среднего пласта 19 на прием насоса 1.The lower insert 5 with sealing elements 14 and separating elements 6 in the form of a latch with adjustable bypass devices 4 controls and divides the fluid flows from the lower reservoir 10 and the middle reservoir 19 to the reception of the pump 1.

В скважину 17 вначале спускают НКТ 2 с перепускными отверстиями 7, с КИП 12 и нижний пакер 3, затем на НКТ 2 с перепускными отверстиями 7 устанавливают КИП 12, средний пакер 3 и разъединитель 13. После чего фиксируют нижнее электрически регулируемое перепускное устройство 4 с электрическим кабелем 9. Затем спускают нижнюю вставку 5 в виде участка НКТ до упора с нижним разделительным элементом 6 с последующей герметичной фиксацией 14 нижнего и верхнего разделительных элементов 6, затем устанавливают среднее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4. Далее присоединяют насос 1 с КИП 12 на электрическом кабеле 9.First, the tubing 2 with the bypass holes 7, with instrumentation 12 and the lower packer 3 is lowered into the well 17, then the instrumentation 12, the middle packer 3 and the disconnector 13 are installed on the tubing 2 with the bypass holes 7, after which the lower electrically adjustable bypass device 4 with the electric cable 9. Then lower the lower insert 5 in the form of a section of tubing to the stop with the lower dividing element 6, followed by tight fixation 14 of the lower and upper dividing elements 6, then set the average hydraulically adjustable bypass Equipment 4. Next, connect the pump 1 with instrumentation 12 on the electric cable 9.

Спускают оборудование в скважину 17 на НКТ 2 до заданной глубины, после этого присоединяют к НКТ 2 нижний разделительный элемент 6 с последующей герметичной фиксацией 14 и верхнее регулируемое перепускное устройство 4 с гидравлическим каналом 8 в положении «открыто». Далее спускают верхний пакер 3, над которым устанавливают НКТ 2 с перепускными отверстиями 7 и с КИП 12. После этого спускают верхнюю вставку 5 в НКТ 2 до фиксации в разделительном элементе 6 в виде цангового захвата и разбухающей манжеты и герметизируют сверху разделительным элементом 6.The equipment is lowered into the well 17 on the tubing 2 to a predetermined depth, then the lower separation element 6 is attached to the tubing 2, followed by a tight seal 14 and the upper adjustable bypass device 4 with the hydraulic channel 8 in the “open” position. Next, lower the upper packer 3, over which the tubing 2 with the bypass holes 7 and the instrumentation box 12 is installed. After that, the upper insert 5 in the tubing 2 is lowered until it is fixed in the separating element 6 in the form of a collet grip and a swelling sleeve and sealed on top with the separating element 6.

Всю собранную скважинную насосную установку спускают до заданной глубины и пакеруют пакеры 3.The entire assembled downhole pumping unit is lowered to a predetermined depth and packers 3 are packaged.

После запуска насоса 1 начинают добычу флюида одновременно с трех пластов 10, 19 и 11. При необходимости отключения из эксплуатации верхнего пласта 11 на устье создают давление в гидравлическом канале 8, который гидродинамически связан с верхним гидравлически регулируемым перепускным устройством 4.After starting the pump 1, fluid production is started simultaneously from three layers 10, 19 and 11. If it is necessary to shut down the upper formation 11 from operation, pressure is created in the hydraulic channel 8, which is hydrodynamically connected to the upper hydraulically adjustable bypass device 4.

Под действием высокого давления или импульса давления переданному по высоконапорному гидравлическому каналу 8 верхнее гидравлически регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто». Пластовый флюид из пласта 11 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и верхней вставкой 5 и, соответственно, в верхнее регулируемое перепускное устройство 4 и на прием насоса 1. Насос 1 добывает флюид только из двух пластов 10 и 19 с прямым замером на устье их суммарного дебита и обводненности.Under the action of a high pressure or a pressure pulse transmitted through a high-pressure hydraulic channel 8, the upper hydraulically adjustable bypass device 4 is moved to the closed position. The formation fluid from the reservoir 11 ceases to flow through the bypass holes 7 into the annular space between the tubing 2 and the upper insert 5 and, accordingly, into the upper adjustable bypass device 4 and to the intake of the pump 1. Pump 1 produces fluid from only two reservoirs 10 and 19 with direct measurement at the mouth of their total flow rate and water cut.

При дистанционном закрытии верхнего и среднего регулируемых перепускных устройств 4 на них воздействуют заданным давлением для их переключения в положение «закрыто», а нижнее регулируемое перепускное устройство 4 - в положение «открыто», что позволяет осуществлять отбор флюида только из среднего пласта 19.When remotely closing the upper and middle adjustable bypass devices 4, they are influenced by a predetermined pressure to switch them to the “closed” position, and the lower adjustable bypass device 4 is in the “open” position, which allows fluid selection only from the middle formation 19.

Под действием электрического сигнала, переданного по кабелю 9, нижнее регулируемое перепускное устройство 4 переводят в положение «закрыто». Одновременно с этим по гидравлическому каналу 8 передается импульс давлений на верхнее и среднее регулируемые перепускные устройства 4, которые переводят в положение «открыто». Пластовый флюид из среднего пласта 19 перестает поступать через перепускные отверстия 7 в кольцевое пространство между НКТ 2 и нижней вставкой 5 и, соответственно, в нижнее регулируемое перепускное устройство 4 на прием насоса 1. Насос 1 добывает флюид только из двух пластов 10 и 11 через верхнее и среднее регулируемые перепускные устройства 4 с прямым замером на устье их дебита и обводненности. Контрольно - измерительными приборами 12 в процессе эксплуатации измеряют скважинные параметры.Under the action of an electric signal transmitted via cable 9, the lower adjustable bypass device 4 is transferred to the closed position. At the same time, a pressure pulse is transmitted through the hydraulic channel 8 to the upper and middle adjustable bypass devices 4, which translate into the "open" position. The formation fluid from the middle formation 19 stops flowing through the bypass holes 7 into the annular space between the tubing 2 and the lower insert 5 and, accordingly, into the lower adjustable bypass device 4 at the intake of the pump 1. The pump 1 produces fluid from only two layers 10 and 11 through the upper and an average adjustable bypass device 4 with direct measurement at the mouth of their flow rate and water cut. Control and measuring devices 12 during operation measure downhole parameters.

С помощью регулируемых перепускных устройств 4 дистанционно регулируют отбор флюида с пластов 10, 19 и 11 при их совместной эксплуатации, а также раздельный отбор флюида с пластов 10 или 19 или 11 с прямым замером на устье их дебита и обводненности.Using adjustable bypass devices 4, remote control of fluid selection from reservoirs 10, 19 and 11 during their joint operation, as well as separate selection of fluid from reservoirs 10 or 19 or 11 with direct metering at the mouth of their flow rate and water cut, is remotely controlled.

Скважинная насосная установка позволяет осуществлять разобщение и управление потоками скважинного флюида нескольких объектов разработки с прямым замером на устье параметров скважинного флюида (нефти, газа и др.), в том числе, включающем замеры обводненности и газового фактора в режиме реального времени, осуществлять контроль параметров скважинного флюида в лифте при эксплуатации скважины в режиме реального времени, проводить на устье скважины прямые замеры дебита и обводненности.The downhole pumping unit allows the separation and control of well fluid flows from several development facilities with direct measurement of well fluid parameters (oil, gas, etc.) at the mouth, including real-time water cut and gas factor measurements, and monitoring of well parameters fluid in the elevator during the operation of the well in real time, to conduct direct measurements of the flow rate and water cut at the wellhead.

Кроме этого осуществлять закачку рабочего агента в скважину в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов, а также осуществлять периодическое отсекание и изолирование пласта или интервалов негерметичности.In addition, to carry out the injection of the working agent into the well during the operation of one or more formations, as well as to periodically cut off and isolate the formation or leak intervals.

Claims (17)

1. Скважинная насосная установка, включающая насос, НКТ, пакер или пакеры, одно или несколько регулируемых перепускных устройств, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена одной или несколькими вставками, герметично закрепленными внутри НКТ, разделительными элементами, герметично установленными в кольцевом пространстве между вставкой и НКТ, перепускными отверстиями, выполненными в НКТ ниже и выше пакера или между пакерами и ниже или выше пакера, по меньшей мере, в одном перепускном отверстии установлено регулируемое перепускное устройство, при этом перепускные отверстия гидравлически связаны между собой и насосом, а пакер или пакеры установлены на НКТ между разделительными элементами.1. A downhole pump installation, including a pump, tubing, packer or packers, one or more adjustable bypass devices, characterized in that it is additionally equipped with one or more inserts sealed inside the tubing, separation elements sealed in the annular space between the insert and Tubing, bypass holes made in the tubing below and above the packer or between packers and below or above the packer, at least one bypass hole has an adjustable bypass stroystvo, wherein the bypass openings are hydraulically connected and the pump and a packer or packers are installed on the tubing between the separating elements. 2. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в кабельном исполнении с электропроводящим кабелем.2. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that the adjustable bypass device is presented in a cable version with an electrically conductive cable. 3. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в гидравлическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления.3. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that the adjustable bypass device is presented in hydraulic design with a hydraulic channel of high pressure. 4. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство представлено в гидравлическо-электрическом исполнении с гидравлическим каналом высокого давления и с электропроводящим кабелем.4. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that the adjustable bypass device is presented in a hydraulic-electric design with a high pressure hydraulic channel and with an electrically conductive cable. 5. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что регулируемое перепускное устройство выполнено автономным в виде заряженного на заданное давление сильфонного клапана.5. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that the adjustable bypass device is autonomous in the form of a bellows valve charged to a predetermined pressure. 6. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что вставка представляет собой участок НКТ или участок гибкой безмуфтовой трубки.6. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that the insert is a tubing section or a flexible sleeveless pipe section. 7. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой цанговый захват.7. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that the separation element is a collet gripper. 8. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой выступ или муфту.8. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that the separating element is a protrusion or coupling. 9. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой фиксирующую муфту с резьбой или со штифтами.9. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that the separation element is a locking sleeve with a thread or with pins. 10. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент дополнительно снабжен перепускным отверстием.10. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that the separation element is additionally equipped with a bypass hole. 11. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что разделительный элемент представляет собой разбухающую манжету.11. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that the separation element is a swellable cuff. 12. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена контрольно-измерительными приборами в автономном или кабельном исполнении.12. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with instrumentation in a stand-alone or cable version. 13. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена разъединителем колонны, расположенным над пакером.13. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that it is further provided with a column disconnector located above the packer. 14. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена посадочным элементом, в котором расположено регулируемое перепускное устройство.14. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that it is further provided with a landing element in which an adjustable bypass device is located. 15. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительным пакером, установленным на НКТ под регулируемым перепускным устройством.15. The downhole pumping unit according to claim 1, characterized in that it is equipped with an additional packer mounted on the tubing under an adjustable bypass device. 16. Скважинная насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена герметизирующим элементом, установленным в резьбовых соединениях в кольцевом пространстве между НКТ и вставкой.16. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a sealing element mounted in threaded joints in the annular space between the tubing and the insert. 17. Скважинная насосная установка по п.16, отличающаяся тем, что герметизирующий элемент представляет собой графитовую смазку или резиновые кольца. 17. The downhole pump installation according to clause 16, wherein the sealing element is a graphite lubricant or rubber rings.
RU2012123036/03A 2011-08-23 2011-08-23 Downhole pump unit RU2506416C1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2011/000634 WO2013028091A1 (en) 2011-08-23 2011-08-23 Downhole pump assembly

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012123036A RU2012123036A (en) 2013-12-10
RU2506416C1 true RU2506416C1 (en) 2014-02-10

Family

ID=47746671

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012123036/03A RU2506416C1 (en) 2011-08-23 2011-08-23 Downhole pump unit

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2506416C1 (en)
WO (1) WO2013028091A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2631517C1 (en) * 2016-06-28 2017-09-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6318469B1 (en) * 1999-02-09 2001-11-20 Schlumberger Technology Corp. Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well
US20030000701A1 (en) * 2001-06-28 2003-01-02 Dusterhoft Ronald G. Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore
RU2309246C1 (en) * 2006-02-02 2007-10-27 Олег Марсович Гарипов Downhole machine
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)

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
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
RU2415255C2 (en) * 2009-03-20 2011-03-27 Олег Марсович Гарипов Well unit by garipov

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6318469B1 (en) * 1999-02-09 2001-11-20 Schlumberger Technology Corp. Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well
US20030000701A1 (en) * 2001-06-28 2003-01-02 Dusterhoft Ronald G. Apparatus and method for progressively gravel packing an interval of a wellbore
RU2309246C1 (en) * 2006-02-02 2007-10-27 Олег Марсович Гарипов Downhole machine
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)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2631517C1 (en) * 2016-06-28 2017-09-25 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012123036A (en) 2013-12-10
WO2013028091A1 (en) 2013-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2562641C2 (en) Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2512228C1 (en) Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2313659C1 (en) Method for simultaneous separate multiple-zone well operation
NO313644B1 (en) System and method for segregating the production fluid streams from a number of side wells
DK2636842T3 (en) valve Plant
NO315581B1 (en) Method and device for remote control of multilateral wells
AU2014321317B2 (en) Use of downhole isolation valve to sense annulus pressure
RU2495235C1 (en) Method and device for controlled pumping down to formations
RU2578078C2 (en) Program-controlled injection well
NO152306B (en) APPARATUS FOR CONNECTING TWO PIPE STRINGS HANGING IN A BEDROOM
CN108798618A (en) A kind of integrated intelligence control injection allocation apparatus in hydraulic pressure packing type underground
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
CN208702393U (en) With well intelligence injection-production technical tubing string
RU2636842C1 (en) Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU2415255C2 (en) Well unit by garipov
RU2610484C9 (en) Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters
RU2506416C1 (en) Downhole pump unit
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2500882C2 (en) Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit
RU95741U1 (en) HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS)
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2534688C2 (en) Installation named after garipov for oil production with dual disposal of brine water and method of its implementation (versions)
RU2451164C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well and equipment for its implementation

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20170530