RU2300668C2

RU2300668C2 - Pumping block for well operation (variants)

Info

Publication number: RU2300668C2
Application number: RU2004138189/06A
Authority: RU
Inventors: Махир Зафар Оглы Шарифов (RU); Махир Зафар оглы Шарифов; Василий Александрович Леонов (RU); Василий Александрович Леонов; Олег Марсович Гарипов (RU); Олег Марсович Гарипов; Адил Дахил оглы Набиев (AZ); Адил Дахил оглы Набиев; Гахир Гусейн Оглы Ибадов (AZ); Гахир Гусейн оглы Ибадов; Николай Николаевич Кузнецов (RU); Николай Николаевич Кузнецов; Валерий Тимофеевич Красноперов (RU); Валерий Тимофеевич Красноперов; Юли Николаевна Синева (RU); Юлия Николаевна Синева
Original assignee: Махир Зафар оглы Шарифов; ООО НТП "Нефтегазтехника"
Priority date: 2004-12-27
Filing date: 2004-12-27
Publication date: 2007-06-10
Also published as: RU2004138189A

Abstract

FIELD: technology for extracting hydrocarbons during pump exploitation of well with one or several formations.

SUBSTANCE: pumping block contains pimping device lowered and installed in a well on pipes column, and at least one packer. Pumping device mainly consists of pump with receiving mesh and immersed electric engine with force cable and is situated inside protective pipe with cable input and lower and upper subs. Upper sub of protective pipe is connected to pipes column from above and to pumping block from below, while lower sub is connected to pipe above the packer, while the packer is mounted below the pumping device. Pumping plant may be additionally equipped with one or several elements - mounting nipple, measuring chamber, bypass unit, one or several well chambers for detachable valve, column disconnector, moveable hermetic connection, gas separator, injector and sand filter.

EFFECT: increased reliability of plant operation and increased efficiency of operation of oil product or force well with one or several formations.

3 cl, 11 dwg

Description

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано при насосной эксплуатации скважины с герметичным или негерметичным ее стволом, в частности при добыче нефти или внутрискважинной закачке жидкости из одного объекта (пласта) в другой объект, с целью регулирования и поддержания оптимального - проектного забойного или пластового давления.The invention relates to techniques and technology for the production of hydrocarbons and can be used in pumping wells with a tight or leaky wellbore, in particular for oil production or downhole injection of fluid from one object (reservoir) to another object, in order to regulate and maintain the optimal design bottomhole or reservoir pressure.

Известны способ и насосная установка (патент РФ №2132455) для закачки, включающие спущенные в скважину на колонне труб пакер и насосное устройство, состоящее в основном из насоса и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Здесь жидкость с поверхности скважины подается в прием насоса и затем закачивается под высоким давлением в пласт. Эта установка имеет ограниченную область применения, в частности неприемлема для добычи нефти, в том числе из скважины с негерметичным стволом, а также для внутрискважинной закачки насосом жидкости из одного объекта в другой объект.The known method and pumping unit (RF patent No. 2132455) for injection, including a packer lowered into a well on a pipe string and a pumping device, consisting mainly of a pump and a submersible motor with a power cable. Here, fluid from the surface of the well is fed into the pump intake and then pumped under high pressure into the reservoir. This installation has a limited scope, in particular, is unacceptable for oil production, including from a well with an unpressurized well, as well as for downhole pumping of fluid from one object to another object by a pump.

Также известна пакерная насосная установка (патент РФ №2140019) для добычи жидкости, включающая спущенные и установленные в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее в основном из насоса и погружного электродвигателя с силовым кабелем, и пакер в виде разжимного рукава, установленного между электродвигателем и насосом. Эта установка может применяться для добычи жидкости из нижнего пласта и нагнетания ее через затрубное пространство либо к устью скважины, либо в верхний пласт. Однако она конструктивно сложна и неприемлема для нагнетательной скважины, а также для добычи нефти из скважины - при осложненных условиях (при выносе песка из пласта), с негерметичным стволом.Also known is a packer pumping unit (RF patent No. 2140019) for liquid production, including a pumping device deflated and installed in a borehole on a pipe string, consisting mainly of a pump and a submersible electric motor with a power cable, and a packer in the form of an expandable sleeve installed between the electric motor and the pump. This installation can be used to extract fluid from the lower reservoir and pump it through the annulus either to the wellhead or to the upper reservoir. However, it is structurally complex and unacceptable for an injection well, as well as for oil production from a well - under difficult conditions (when sand is removed from the formation), with an unpressurized bore.

Известна пакерная установка типа УЭЦН (Л.Г.Чичеров. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра. 1983 г., стр.196-197) для одновременно-раздельной эксплуатации двух добывающих пластов одной скважины, включающая спущенные и установленные в скважину на колонне труб пакер и насосное устройство, состоящее, в основном, из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем.Known packer type ESP (L. G. Chicherov. Oilfield machines and mechanisms. M .: Nedra. 1983, p. 169-197) for simultaneous and separate operation of two producing layers of one well, including lowered and installed in the well at pipe string packer and pumping device, consisting mainly of a pump with a receiving grid and a submersible motor with a power cable.

Известна также установка типа УЭЦН (Л.Г.Чичеров. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра. 1983 г., стр.61-64) для добычи нефти, включающая спущенное в скважину на колонне труб насосное устройство - УЭЦН, состоящую, в основном, из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем.There is also known an ESP type installation (L.G. Chicherov. Oilfield machines and mechanisms. M: Nedra. 1983, p. 61-64) for oil production, including a pumping device lowered into a well on a pipe string - ESP, consisting of mainly from a pump with a suction grid and a submersible motor with a power cable.

Эти установки - УЭЦН неприемлемы для добычи нефти из скважины при осложненных условиях (при выносе песка из пласта), при эксплуатации насосной скважины с негерметичным стволом, а также неприемлемы для насосной внутрискважинной закачки жидкости из одного объекта в другой объект.These ESP units are unacceptable for oil production from a well under difficult conditions (when sand is removed from the formation), while operating a pump well with an unpressurized well, and are also unacceptable for pumping downhole fluid from one facility to another.

Задачей, решаемой изобретением, является повышение надежности работы насосной установки и, соответственно, увеличение эффективности эксплуатации нефтедобывающей или нагнетательной скважины с одним или несколькими объектами - пластами.The problem solved by the invention is to increase the reliability of the pumping unit and, accordingly, increase the efficiency of the oil producing or injection wells with one or more objects - formations.

Технический результат при работе насосной установки в нефтедобывающей скважине достигается за счет повышения надежности работы установки и эффективности насосной скважины путем применения защитной трубы (без или с фильтром песка) для насоса, а также разобщения негерметичного участка ствола скважины от приема насоса как с помощью нетрадиционных пакеров (механического, импульсного и прочего действия), имеющих кабельный ввод, так и с помощью традиционных пакеров (механического, гидравлического, импульсного или иного действия) без кабельного ввода. При этом сокращаются капитальные затраты на ликвидацию негерметичности ствола скважины, увеличивается срок службы насосной установки и межремонтный период работы скважины и достигается регулирование и поддержание забойного давления с меньшими капитальными вложениями, а главное - рост добычи нефти.The technical result when the pump unit is operating in an oil well is achieved by increasing the reliability of the unit and the efficiency of the pump well by using a protective pipe (without or with a sand filter) for the pump, as well as by separating the leaky section of the wellbore from the pump intake using non-traditional packers ( mechanical, pulsed and other actions) with cable entry, and using traditional packers (mechanical, hydraulic, pulsed or other actions) without cable th input. At the same time, capital costs for eliminating leaks in the wellbore are reduced, the service life of the pumping unit and the overhaul period of the well are increased, and bottomhole pressure is regulated and maintained with less capital investment, and most importantly, increased oil production.

Технический результат при работе насосной установки в нагнетательной скважине достигается за счет повышения эффективности работы установки, а также возможности регулирования и замера расхода воды, добываемой из одного объекта и закачиваемой в другой объект одной скважины, с целью регулирования и поддержания пластового давления.The technical result during the operation of the pumping unit in the injection well is achieved by increasing the efficiency of the installation, as well as the ability to control and measure the flow rate of water produced from one object and pumped into another object of one well in order to regulate and maintain reservoir pressure.

Насосная установка для эксплуатации скважины содержит спущенное и установленное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее, в основном, из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем. При этом насос может быть размещен в защитной трубе с кабельным вводом и нижним и верхним переводниками. Установка может содержать и, по меньшей мере, один пакер. Задача изобретения достигается за счет следующих технических и технологических решений.A pump installation for operating a well comprises a pumping device deflated and installed in a well on a pipe string, consisting mainly of a pump with a receiving grid and a submersible motor with a power cable. In this case, the pump can be placed in a protective pipe with a cable entry and lower and upper sub. The installation may contain at least one packer. The objective of the invention is achieved by the following technical and technological solutions.

Вариант 1. Пакер выполнен с кабельным вводом и размещен выше насосного устройства или между насосом и его приемной сеткой, в частности, для разобщения негерметичности ствола от забоя скважины и исключения поступления посторонней воды или газа в прием насоса.Option 1. The packer is made with a cable entry and placed above the pump device or between the pump and its receiving grid, in particular, to isolate the leakage of the barrel from the bottom of the well and to prevent foreign water or gas from entering the pump intake.

Вариант 2. Верхний переводник защитной трубы соединен сверху с колонной труб и снизу с насосным устройством, а нижний переводник снизу соединен с трубой над пакером, при этом пакер установлен ниже насосного устройства, в частности при добыче нефти - для разобщения негерметичности ствола от насоса и забоя скважины с помощью стандартного пакера без кабельного ввода, а также при поддержании пластового давления - для внутрискважинной насосной добычи воды и закачки ее из одного объекта в другой объект одной скважины.Option 2. The upper sub of the protective pipe is connected from above to the pipe string and from below to the pump device, and the lower sub to the bottom is connected to the pipe above the packer, while the packer is installed below the pump device, in particular during oil production, to separate the leakage of the barrel from the pump and the bottom wells using a standard packer without cable entry, as well as while maintaining reservoir pressure - for downhole pumping of water and pumping it from one object to another object of one well.

Вариант 3. Верхний переводник защитной трубы соединен сверху с колонной труб и снизу с насосным устройством, а нижний переводник снизу соединен с фильтром песка, что позволяет спускать ниже насоса фильтр песка, направляя при этом пластовый флюид в защитную трубу и оттуда в прием насоса.Option 3. The upper sub of the protective pipe is connected from above to the pipe string and from the bottom to the pumping device, and the lower sub to the bottom is connected to the sand filter, which allows the sand filter to be lowered below the pump, directing the formation fluid into the protective pipe and from there to the pump intake.

Для повышения надежности и эффективности установки также могут быть дополнительно выполнены следующие технические и технологические решения.To increase the reliability and efficiency of the installation, the following technical and technological solutions can also be additionally implemented.

Выше насосного устройства колонна труб может быть оснащена дополнительным пакером с кабельным вводом. В пакерной установке может быть выполнен канал для стравливания попутного пластового газа в затрубное пространство. Установка дополнительно может быть оснащена одним или несколькими элементами - посадочным ниппелем, измерительной камерой, перепускным узлом, одной или несколькими скважинными камерами для съемного клапана, разъединителем колонны, подвижным герметичным соединением, газосепаратором, инжектором и фильтром песка. Насос может быть размещен выше пакера, а его приемная сетка и погружной электродвигатель установлены под пакером, при этом газосепаратор находится между насосом и пакером для сепарации газа из жидкости до входа насоса и перепуска ее в затрубное пространство. Ниже насосного устройства колонна труб может быть оснащена дополнительным пакером. Посадочный ниппель может быть расположен над насосным устройством для посадки в него канатного съемного обратного клапана при проверке на герметичность колонны труб. Перепускной узел или скважинная камера могут быть расположены в жидкости скважины выше пакера или выше защитной трубы для перепуска через них потока жидкости. Измерительная камера в виде трубы может быть расположена ниже перепускного узла или скважинной камеры для измерения внутри нее физических параметров потока среды. Разъединитель колонны может быть выполнен из двух - съемной и несъемной - частей и размещен над или под пакером, или внутри защитной трубы между ее нижним переводником и насосом. Подвижное герметичное соединение может быть размещено над или под пакером для уменьшения динамических нагрузок на пакер и на насос. Газосепаратор может быть расположен над пакером или под защитной трубой насосного устройства для сепарации газа из жидкости до приемной сетки насоса и перепуска ее в затрубное пространство. Также газосепаратор может быть размещен между насосом и пакером для сепарации газа из жидкости до входа насоса и перепуска ее в затрубное пространство. Инжектор может быть размещен под пакером выше насоса для стравливания газа из подпакерного пространства в колонну труб. Перепускной узел может быть расположен внутри защитной трубы между ее верхним переводником и погружным электродвигателем и выполнен в виде перфорированной трубы или скважинной камеры для направления потока жидкости из колонны труб в прием насоса внутри защитной трубы. Насос может быть оснащен датчиками для измерения давления и температуры потока жидкости в приеме и на выходе насоса. В измерительную камеру может быть спущен глубинный расходомер для замера расхода жидкости, закачиваемой насосом в пласт.Above the pumping device, the pipe string can be equipped with an additional packer with cable entry. In the packer installation, a channel can be made for bleeding associated formation gas into the annulus. The installation can additionally be equipped with one or more elements - a landing nipple, a measuring chamber, a bypass assembly, one or more downhole chambers for a removable valve, a column disconnector, a movable sealed connection, a gas separator, an injector, and a sand filter. The pump can be placed above the packer, and its intake grid and the submersible motor are installed under the packer, while the gas separator is located between the pump and the packer to separate gas from the liquid to the pump inlet and transfer it to the annulus. Below the pumping device, the pipe string can be equipped with an additional packer. The landing nipple can be located above the pumping device to fit the removable check valve into it when checking for tightness of the pipe string. The bypass assembly or borehole chamber may be located in the well fluid above the packer or above the shielding pipe to bypass the fluid flow through them. The measuring chamber in the form of a pipe can be located below the bypass assembly or the borehole chamber for measuring the physical parameters of the medium flow inside it. The column disconnector can be made of two - removable and non-removable - parts and placed above or below the packer, or inside the protective pipe between its lower sub and the pump. A movable sealed joint can be placed above or below the packer to reduce dynamic loads on the packer and pump. The gas separator can be located above the packer or under the protective tube of the pumping device for separating gas from the liquid to the pump intake and transferring it into the annulus. Also, a gas separator can be placed between the pump and the packer for separating gas from the liquid before the pump inlet and bypassing it into the annulus. The injector can be placed under the packer above the pump to bleed gas from the under-packer space into the pipe string. The bypass assembly can be located inside the protective pipe between its upper sub and the submersible motor and is made in the form of a perforated pipe or a borehole chamber to direct the fluid flow from the pipe string to the pump intake inside the protective pipe. The pump can be equipped with sensors for measuring pressure and temperature of the fluid flow in the intake and at the outlet of the pump. A deep flow meter can be lowered into the measuring chamber to measure the flow rate of the fluid pumped into the reservoir.

Кабельный ввод пакера может быть выполнен в виде продольной глухой прорези на его стволе под уплотнительными манжетами, которые при посадке пакера, с одной стороны, разобщают межтрубное пространство в скважине, а с другой стороны, герметизируют силовой кабель в кабельном вводе. Также кабельный ввод пакера может быть выполнен либо в виде продольного сквозного канала на теле уплотнительной манжеты, либо в виде пространства между двумя жестко соединенными его стволами, один из которых размещен в другом эксцентрично, между ними размещен сальниковый уплотнитель с защитным кольцом для герметизации силового кабеля в кабельном вводе.The cable entry of the packer can be made in the form of a longitudinal blind slot on its trunk under sealing cuffs, which, when the packer is planted, on the one hand, disconnect the annular space in the well, and on the other hand, seal the power cable in the cable entry. Also, the cable gland of the packer can be made either in the form of a longitudinal through channel on the body of the sealing collar, or in the form of a space between two rigidly connected trunks, one of which is eccentrically located in the other, a stuffing box with a protective ring is placed between them to seal the power cable in cable entry.

Верхний переводник защитной трубы может быть выполнен с угловым каналом, через который пропущен силовой кабель, и верхней резьбой под колонну труб, нижней внутренней резьбой под защитную трубу и средней внутренней резьбой под соединение насосного устройства, при этом для герметизации силового кабеля в кольцевой полости, образующейся между внутренней полостью верхнего переводника и соединением насосного устройства, размещен сальниковый уплотнитель с защитным кольцом, которое дожимается при вворачивании защитной трубы в верхний переводник. Насос может быть выполнен со съемным обратным клапаном для возможности его извлечения канатной техникой при технологических операциях.The upper sub of the protective pipe can be made with an angular channel through which the power cable is passed, and the upper thread for the pipe string, the lower internal thread for the protective pipe and the middle internal thread for the connection of the pumping device, while for sealing the power cable in the annular cavity formed between the inner cavity of the upper sub and the connection of the pumping device, a stuffing box with a protective ring is placed, which is compressed when the protective pipe is screwed into the upper arrester. The pump can be made with a removable non-return valve for the possibility of its extraction by cable technology during technological operations.

В целом вышеуказанные технические и технологические решения повышают надежность работы насосной установки и эффективность эксплуатации нефтедобывающей или нагнетательной скважины как с герметичным, так и негерметичным стволом, с одним или несколькими объектами (пластами, пропластками) за счетIn general, the above technical and technological solutions increase the reliability of the pumping unit and the efficiency of the operation of an oil or injection well with either a sealed or non-sealed well, with one or more objects (formations, interlayers) due to

- применения защитной трубы для насосной установки;- use of a protective pipe for the pumping unit;

- разобщения негерметичного участка ствола скважины от приема насоса с помощью нетрадиционного пакера или пакеров с кабельным вводом, которые спускаются выше насосного устройства или между насосом и погружным электродвигателем;- separation of the leaky section of the wellbore from the pump intake using an unconventional packer or packers with cable entry, which descend above the pumping device or between the pump and the submersible motor;

- разобщения негерметичного участка ствола скважины от приема насоса с помощью традиционного пакера, спущенного ниже защитной трубы насосного устройства;- separation of the leaky section of the wellbore from the pump intake using a traditional packer, lowered below the protective pipe of the pumping device;

- борьбы с песком при добыче нефти;- sand control in oil production;

- возможности замера расхода жидкости при внутрискважинной закачке насосом жидкости из одного объекта в другой объект одной скважины и прочее.- the possibility of measuring fluid flow during downhole pumping of fluid from one object to another object of one well, etc.

Принципиальные виды насосной установки приводятся на фигурах 1-11, в частности на фиг.1, 2 изображены варианты насосной установки с пакером, имеющим кабельный ввод, для добычи нефти из скважины с негерметичным стволом или закачки насосом жидкости из нижнего пласта в верхний пласт; на фиг.3, 4 - варианты установки с одним или двумя пакерами для добычи нефти из скважины с негерметичным стволом или закачки насосом жидкости из одного объекта в другой объект одной скважины; на фиг.5 - вариант установки при осложненных условиях (при выносе песка) добычи нефти; на фиг.6 - вариант установки с защитной трубой и фильтром против песка; на фиг.7, 8, 9 - варианты кабельного ввода пакера; на фиг.10 - защитная труба с верхним переводником и кабельным вводом; на фиг.11 - вариант обвязки устья скважины.Principal views of the pump installation are shown in figures 1-11, in particular, figures 1, 2 show variants of a pump installation with a packer having a cable entry for oil production from a well with an unpressurized well or pumping a liquid from the lower layer into the upper layer; figure 3, 4 - installation options with one or two packers for oil from a well with an unpressurized well or pumping fluid from one object to another object in one well; figure 5 is a variant of the installation under complicated conditions (when removing sand) oil production; Fig.6 is an installation option with a protective pipe and a filter against sand; 7, 8, 9 - options for cable entry of the packer; figure 10 - protective pipe with an upper sub and cable entry; figure 11 is a variant of the binding of the wellhead.

Установка (фиг.1-11) включает в себя спущенное и установленное в скважину 1, без или с негерметичным участком 2 ее ствола, на колонне труб 3 насосное устройство, состоящее, в основном, сверху вниз (см. фиг.1-3, 6) или, наоборот, снизу вверх (см. фиг.4, 5) из насоса 4 с приемной сеткой 5 и погружного электродвигателя 6 с силовым кабелем 7. Установка оснащена пакером 8 (см. фиг.1-2) или защитной трубой 9 (см. фиг.6), или же пакером 8 и защитной трубой 9 (см. фиг.3-5), имеющей верхний 10 и нижний 11 переводники. При этом верхний переводник 10 соединен сверху с колонной труб 3 и снизу с насосным устройством и выполнен с кабельным вводом 12.The installation (FIGS. 1-11) includes a pumping device, lowered and installed in the well 1, without or with an unpressurized section 2 of its trunk, on the pipe string 3, which consists mainly from top to bottom (see FIGS. 1-3, 6) or, conversely, from the bottom up (see FIGS. 4, 5) from the pump 4 with the intake grid 5 and the submersible motor 6 with the power cable 7. The installation is equipped with a packer 8 (see FIGS. 1-2) or a protective pipe 9 (see Fig.6), or the packer 8 and the protective tube 9 (see Fig.3-5) having the upper 10 and lower 11 sub. In this case, the upper sub 10 is connected from above to the pipe string 3 and from below to the pumping device and is made with cable entry 12.

Пакер 8 может быть размещен выше насосного устройства (см. фиг.1) или между насосом 4 и приемной сеткой 5 (см. фиг.2) и выполнен с кабельным вводом 12, либо для изолирования приема 5 насоса 4 от негерметичности 2 ствола скважины 1 при добыче нефти из пласта П₂, либо для разобщения приема 5 насоса 4 от верхнего объекта П₁ при внутрискважинной закачке насосом 4 жидкости из нижнего объекта П₂ в верхний объект П₁. Для стравливания накопившегося газа из подпакерного в затрубное пространство скважины 1 пакерная установка (см. фиг.1) может иметь канал 13 (без или с обратным клапаном) или же между пакером 8 и насосом 4 размещен газосепаратор 14 (см. фиг.2, 3). Пакер 8 (фиг.1, 3, 4) или пакеры 8 и 15 также могут быть установлены ниже или выше насосного устройства. Таким образом, приемная сетка 5 насоса 4 изолируется при добыче нефти от негерметичности 2 ствола скважины 1 или от пласта П₁ (см. фиг.1-3), или от пласта П₂ (см. фиг.4, 5) и гидравлически соединяется с одним (см. фиг.1, 2-4) или несколькими (см. фиг.3, 5), сообщенными или разделенными пакерами 8 и 15, пластами П₂ и П₃. А приемная сетка 5 насоса 4 разобщается при внутрискважинной закачке от верхнего П₁ (см. фиг.1-3) или от нижнего П₂ (см. фиг.4) объекта для закачки насосом 4 жидкости из нижнего П₂ или верхнего П₁ объекта, соответственно, в верхний П₁ или нижний П₂ объект одной скважины 1. В результате этого регулируется и поддерживается оптимальное - проектное пластовое давление нагнетательного объекта П₁ (см. фиг.1-3) или П₂ (см. фиг.4).The packer 8 can be placed above the pumping device (see figure 1) or between the pump 4 and the receiving grid 5 (see figure 2) and is made with a cable entry 12, or to isolate the reception 5 of the pump 4 from the leakage 2 of the wellbore 1 when oil is extracted from reservoir P ₂ , or to isolate reception 5 of pump 4 from the upper P ₁ facility, while pump 4 is pumping fluid from the lower P ₂ facility to the upper P ₁ facility. To bleed the accumulated gas from the sub-packer into the annular space of the well 1, the packer installation (see Fig. 1) may have a channel 13 (without or with a check valve) or a gas separator 14 is placed between the packer 8 and pump 4 (see Figs. 2, 3 ) Packer 8 (figures 1, 3, 4) or packers 8 and 15 can also be installed below or above the pumping device. Thus, the receiving grid 5 of the pump 4 is isolated during oil production from leaks 2 of the wellbore 1 or from the formation P ₁ (see Fig.1-3), or from the formation P ₂ (see Fig.4, 5) and is hydraulically connected with one (see figure 1, 2-4) or several (see figure 3, 5), communicated or separated packers 8 and 15, layers P ₂ and P ₃ . And the receiving grid 5 of the pump 4 is disconnected during downhole injection from the upper P ₁ (see Fig. 1-3) or from the lower P ₂ (see Fig. 4) of the object for pumping the pump 4 liquid from the lower P ₂ or upper P ₁ object , respectively, in the upper P ₁ or lower P ₂ object of one well 1. As a result, the optimal — design reservoir pressure of the injection object P ₁ (see Figs. 1-3) or P ₂ (see Fig. 4) is regulated and maintained. .

Установка может быть оснащена одним или несколькими элементами - фильтр песка 16 (см. фиг.4, 6), измерительная камера 17 (см. фиг.1-4), посадочный ниппель 18 (например, см. фиг.4), перепускной узел 19 (например, см. фиг.4) без или с защитной сеткой против песка, скважинная камера 20 (см. фиг.1-5) для съемного клапана 21, разъединитель колонны 22 (см. фиг.3, 4), подвижное герметичное соединение 23 (см. фиг.3, 4), газосепаратор 14 (см. фиг.2, 3) или инжектор 24 (см. фиг.1). Нижний переводник 11 защитой трубы 9 снизу может быть соединен с фильтром песка 16 (см. фиг.6) или трубой 3 над пакером 8 (см. фиг.3-5) или же соединен с пакером 8, имеющим снизу фильтр песка 16 (см. фиг.4). Посадочный ниппель 18 может быть расположен над насосным устройством (в частности, над защитной трубой 9) для посадки в него канатного опрессовочного клапана при проверке на герметичность колонны труб 3. При внутрискважинной закачке перепускной узел 19 или скважинная камера 20 могут быть расположены в жидкости скважины 1 (например, ниже динамического уровня пластового жидкости или ниже верхнего объекта П₁) выше пакера 8 (см. фиг.1, 2) или выше защитной трубы 9, для перепуска через них потока жидкости при внутрискважинной закачке (см. фиг.3, 4) или газа при добыче нефти (см. фиг.5). Измерительная камера 17 (например, из труб большего - 114 мм или меньшего - 60 мм, или равного - 73 или 89 мм диаметру колонны труб 3) может быть расположена ниже перепускного узла 19 или скважинной камеры 20 для измерения внутри нее физических параметров потока среды. Разъединитель колонны 22 (из двух, съемной и несъемной, частей, без или с телескопическим ходом) может быть размещен над пакером 8 или 15, или над пакерами 8, 15 (см. фиг.3, 4), или же внутри защитной трубы 9 между ее нижним переводником 11 и насосом 4 (см. фиг.4) для раздельного спуска и подъема насосного устройства из скважины 1 и уменьшения динамических нагрузок на пакер 8 и на насос 4 при эксплуатации скважины 1. Подвижное герметичное соединение 23 может быть размещено над (см. фиг.4) или под (см. фиг.1) пакером 8 для уменьшения динамических нагрузок на пакер 8 и на насос 4. Газосепаратор 14 (см. фиг.2, 3) может быть расположен над пакером 8 (см. фиг.2) или под защитной трубой 9 насосного устройства (см. фиг.3) для сепарации газа из жидкости до приемной сетки 5 насоса 4 и перепуска ее в затрубное пространство. В частном случае, насос 4 размещен выше пакера 8, а его приемная сетка 5 и погружной электродвигатель 6 установлены под пакером 8, при этом газосепаратор 14 находится между насосом 4 и пакером 8 (см. фиг.2), для сепарации газа из жидкости до входа насоса 4 и перепуска ее в затрубное пространство. В частном случае, инжектор 24 (см. фиг.1) может быть размещен ниже пакера 8 над насосом 4, для стравливания газа из подпакерного пространства в колонну труб 3. В частном случае перепускной узел 19 или скважинная камера 20 с клапаном может быть установлена под пакером 8 (см. фиг.1) для периодического стравливания накопившегося газа из подпакерной полости в колонну труб 3 после временной остановки работы насосной установки. Кроме того, перепускной узел 19 (см. фиг.4) может быть расположен внутри защитной трубы 9 между ее верхним переводником 10 и погружным электродвигателем 6 и выполнен в виде перфорированной трубы или скважинной камеры без съемного клапана, подобно (аналогично) позициям 20 и 21, для направления потока жидкости из колонны труб 3 в прием насоса 4 внутри защитной трубы 9. Установка (фиг.1-3), в частном случае, оснащена дополнительной скважинной камерой 25 со съемным клапаном 26, установленной ближе к устью для стравливания газа из затрубного пространства в колонну труб 3.The installation can be equipped with one or more elements - a sand filter 16 (see Fig. 4, 6), a measuring chamber 17 (see Figs. 1-4), a landing nipple 18 (for example, see Fig. 4), an overflow unit 19 (for example, see Fig. 4) without or with a protective screen against sand, a borehole chamber 20 (see Figs. 1-5) for a removable valve 21, a disconnector of a column 22 (see Figs. 3, 4), movable tight connection 23 (see Fig. 3, 4), a gas separator 14 (see Fig. 2, 3) or an injector 24 (see Fig. 1). The lower sub 11 by protecting the pipe 9 from below can be connected to the sand filter 16 (see Fig.6) or pipe 3 above the packer 8 (see Fig.3-5) or connected to the packer 8 having a sand filter 16 from the bottom (see Fig. 4). The landing nipple 18 can be located above the pumping device (in particular, above the protective pipe 9) for the cable crimping valve to fit into it when checking the tightness of the pipe string 3. During downhole injection, the bypass assembly 19 or the borehole chamber 20 can be located in the fluid of the well 1 (for example, below the dynamic level of the reservoir fluid or below the upper object P ₁ ) above the packer 8 (see Fig. 1, 2) or above the protective pipe 9, for bypassing the fluid flow through them during downhole injection (see Fig. 3, 4 ) or ha and in oil (see Fig. 5). The measuring chamber 17 (for example, from pipes larger - 114 mm or less - 60 mm, or equal to 73 or 89 mm to the diameter of the pipe string 3) may be located below the bypass assembly 19 or the borehole chamber 20 for measuring the physical parameters of the medium flow inside it. The disconnector of the column 22 (of two, removable and non-removable parts, without or with a telescopic stroke) can be placed above the packer 8 or 15, or above the packers 8, 15 (see Fig. 3, 4), or inside the protective pipe 9 between its lower sub 11 and pump 4 (see Fig. 4) for separately lowering and lifting the pumping device from well 1 and reducing dynamic loads on packer 8 and pump 4 during well operation 1. A movable tight joint 23 can be placed above ( see figure 4) or under (see figure 1) the packer 8 to reduce dynamic loads on the packer 8 to the pump 4. The gas separator 14 (see figure 2, 3) can be located above the packer 8 (see figure 2) or under the protective tube 9 of the pumping device (see figure 3) for separating gas from the liquid to the receiving grid 5 pump 4 and bypassing it into the annulus. In the particular case, the pump 4 is placed above the packer 8, and its receiving grid 5 and the submersible motor 6 are installed under the packer 8, while the gas separator 14 is located between the pump 4 and the packer 8 (see figure 2), for separating gas from the liquid to the inlet of the pump 4 and bypassing it into the annulus. In the particular case, the injector 24 (see Fig. 1) can be placed below the packer 8 above the pump 4, for bleeding gas from the under-packer space into the pipe string 3. In the particular case, the bypass assembly 19 or the borehole chamber 20 with the valve can be installed under packer 8 (see figure 1) for periodic bleeding of accumulated gas from the under-packer cavity into the pipe string 3 after a temporary stop of the operation of the pumping unit. In addition, the bypass assembly 19 (see Fig. 4) can be located inside the protective pipe 9 between its upper sub 10 and the submersible motor 6 and is made in the form of a perforated pipe or a borehole chamber without a removable valve, similar to (similarly) positions 20 and 21 , to direct the fluid flow from the pipe string 3 to the intake of the pump 4 inside the protective pipe 9. The installation (Figs. 1-3), in a particular case, is equipped with an additional downhole chamber 25 with a removable valve 26 installed closer to the mouth for bleeding gas from the annular spaces in to Lonna tubes 3.

Насос 4 (см. фиг.1), в частном случае, оснащен датчиками 27, 28 для измерения давления и температуры потока жидкости в приеме и на выходе насоса 4. В измерительную камеру 17 (см. фиг.4) может быть спущен глубинный расходомер 29 для замера расхода закачиваемой жидкости насосом 4 в пласт.The pump 4 (see Fig. 1), in a particular case, is equipped with sensors 27, 28 for measuring the pressure and temperature of the liquid flow in the intake and at the outlet of the pump 4. A depth meter can be lowered into the measuring chamber 17 (see Fig. 4) 29 for measuring the flow rate of the injected fluid with the pump 4 into the reservoir.

Установка (см. фиг.11), в частном случае, дополнительно оснащена устьевым 30 регулятором или дискретным штуцером, или расходомером, для регулирования, изменения, исследования и определения расхода жидкости на устье при закачке погружным насосом 4 (см. фиг.1-4) жидкости через устье из одного объекта в другой объект одной скважины 1.The installation (see Fig. 11), in a particular case, is additionally equipped with a wellhead 30 regulator or a discrete fitting, or a flow meter, for regulating, modifying, examining and determining the flow rate of the liquid at the mouth when pumped by a submersible pump 4 (see Figs. 1-4 ) fluid through the mouth from one object to another object of one well 1.

Кабельный ввод 12 пакера 8 (см. фиг.1, 2), в частном случае, выполнен в виде продольной глухой прорези (канала) 31 (см. фиг.7) на стволе 32 под уплотнительными манжетами 33, которые при посадке пакера 8, с одной стороны, разобщают межтрубное пространство в скважине 1, а с другой стороны, герметизируют силовой кабель 7. Кабельный ввод 12 пакера 8 (фиг.1, 2) также может быть выполнен либо в виде продольного сквозного канала 34 на теле уплотнительной манжеты 33 (см. фиг.8), либо в виде пространства (канала) 35 между двумя жестко соединенными его стволами 32 и 36 (см. фиг.9). При этом ствол 36 (меньшего диаметра) установлен внутри ствола 32 (большего диаметра) эксцентрично и между ними размещен сальниковый уплотнитель 37 с защитным кольцом 38 для герметизации силового кабеля 7 в кабельном вводе 12.The cable entry 12 of the packer 8 (see Figs. 1, 2), in a particular case, is made in the form of a longitudinal blind slot (channel) 31 (see Fig. 7) on the barrel 32 under the sealing collars 33, which, when the packer 8 is planted, on the one hand, the annular space in the well 1 is disconnected, and on the other hand, the power cable 7 is sealed. The cable entry 12 of the packer 8 (FIGS. 1, 2) can also be made either as a longitudinal through channel 34 on the body of the sealing collar 33 ( see Fig. 8), or in the form of a space (channel) 35 between two rigidly connected trunks 32 and 36 (see Fig. 9). In this case, the barrel 36 (smaller diameter) is installed inside the barrel 32 (larger diameter) eccentrically and between them there is a stuffing box seal 37 with a protective ring 38 for sealing the power cable 7 in the cable entry 12.

Верхний переводник 10 защитной трубы 9 (см. фиг.10) может быть выполнен с угловым каналом 39, через который пропущен силовой кабель 7, и верхней резьбой 40 под колонну труб 3, нижней внутренней резьбой 41 под защитную трубу 9 и средней внутренней резьбой 42 под соединение 43 насосного устройства, при этом для герметизации силового кабеля 7 в кольцевой полости 44, образующейся между внутренней полостью верхнего переводника 10 и соединением 43 насосного устройства, размещен сальниковый уплотнитель 45 с защитным кольцом 46, которое дожимается при вворачивании защитной трубы 9 в верхний переводник 10.The upper sub 10 of the protective pipe 9 (see Fig. 10) can be made with an angular channel 39 through which the power cable 7 is passed, and an upper thread 40 for the pipe string 3, a lower internal thread 41 for the protective pipe 9 and an average internal thread 42 under the connection 43 of the pumping device, while for sealing the power cable 7 in the annular cavity 44 formed between the inner cavity of the upper sub 10 and the connection 43 of the pumping device, a stuffing box seal 45 with a protective ring 46 is placed, which is compressed when screwed 9 and the protective pipe 10 in the top sub.

Установка (см. фиг.5) может быть оснащена под защитной трубой 9 насосного устройства и над пакером 8 (может и не быть), расположенным ниже добывающего пласта П1, дополнительно, по меньшей мере, двумя (может быть и больше, если их пропускное сечение недостаточно для высокодебитной скважины 1) скважинными камерами 47 и 48, без или со съемными клапанами 49 и 50, для разделения флюида по плотности сверху вниз на газ, нефть и воду с песком, и направления, соответственно, газа в колонну труб 3 через верхнюю скважинную камеру 20, минуя насосное устройство, нефти внутрь защитной трубы 9 и оттуда в прием насоса 4 через среднюю скважинную камеру 47 и воды без или с песком в колонну труб 3 через скважинную камеру 48, где вода полностью или частично поднимается в прием насоса 4, а песок оседает вниз. Под пакером 8 может быть размещен пескосборник 51 (из труб большего диаметра, без или с обратным клапаном 52) с заглушенным концом 53 или открытым забоем 54 скважины 1, или отработанный пласт П₂ для утилизации песка или воды, или же воды с песком. Также при отсутствии пакера 8 песок оседает через затрубное пространство в забое 54 скважины 1. Для возможности промывки (прямой или обратной) скважины 1 обратный клапан насоса 4 устанавливается в виде съемного канатного узла в ниппель 18.Installation (see figure 5) can be equipped with a protective tube 9 of the pumping device and above the packer 8 (may not be) located below the producing reservoir P1, at least two more (may be more if their throughput the cross-section is not enough for a high-yield well 1) with downhole chambers 47 and 48, without or with removable valves 49 and 50, for dividing the fluid by density from top to bottom into gas, oil and water with sand, and directing gas, respectively, to the pipe string 3 through the top downhole chamber 20, bypassing the pumping device, oil inside the protective pipe 9 and from there to the intake of the pump 4 through the middle borehole chamber 47 and water without or with sand to the pipe string 3 through the borehole chamber 48, where the water rises in whole or in part to the intake of the pump 4, and the sand settles down. Under the packer 8, a sand collector 51 (from pipes of larger diameter, without or with a check valve 52) with a plugged end 53 or an open bottom 54 of well 1, or an exhausted formation P ₂ for disposing of sand or water, or water with sand, can be placed. Also, in the absence of a packer 8, sand settles through the annulus in the bottom 54 of well 1. To allow flushing (direct or reverse) of well 1, the check valve of pump 4 is installed in the form of a removable cable unit in nipple 18.

Насосная установка (фиг.1-11) работает следующим образом.The pump installation (Fig.1-11) works as follows.

Если в стволе скважины 1 имеется негерметичный участок 2, то он разобщается пакером 8 (например, механическим и пр.) или пакерами 8 и 15 (см. фиг.1, 2, 6). После завершения спуска насосного устройства добывается нефть из объекта. При работе насоса 4 жидкость через приемную сетку 5 поступает в полость колонны труб 3 и поднимается к устью скважины 1. Здесь газ (свободный, попутный) либо из приемной сетки 5 направляется в затрубное пространство через газосепаратор 14 (см. фиг.2), либо из подпакерной зоны поступает в колонну труб 3 выше насоса 4 или в затрубное пространство (см. фиг.1), соответственно, через инжектор 24 или канал без или с обратным клапаном 13. Далее газ из затрубного пространства может стравливаться в колонну труб 3 или выкидной коллектор, соответственно, через съемный клапан 26 или 21 (см. фиг.1-3, 5), или устьевой клапан 30 (см. фиг.11).If in the wellbore 1 there is an unpressurized section 2, then it is disconnected by the packer 8 (for example, mechanical, etc.) or packers 8 and 15 (see figures 1, 2, 6). After the descent of the pumping device is completed, oil is extracted from the facility. When the pump 4 is operating, the liquid through the intake grid 5 enters the cavity of the pipe string 3 and rises to the wellhead 1. Here, gas (free, associated) either from the intake grid 5 is directed into the annulus through the gas separator 14 (see Fig. 2), or from the under-packer zone it enters the pipe string 3 above the pump 4 or into the annulus (see FIG. 1), respectively, through the injector 24 or the channel without or with a check valve 13. Further, gas from the annulus can be vented into the pipe string 3 or discharge collector, respectively, through ny valve 26 or 21 (see FIG. 1-3, 5) or the wellhead valve 30 (see FIG. 11).

Негерметичный участок 2 ствола скважины 1 также может быть разобщен обычным пакером 8 или пакерами 8 и 15, но при этом насосное устройство размещается в защитном кожухе 9 (см. фиг.3). Здесь при работе насоса 4 жидкость из объекта поступает в приемную сетку 5 через полость защитной трубы 9 и оттуда направляется к устью скважины 1 через полость колонны труб 3, причем газ из жидкости сепарируется и направляется в затрубное пространство через газосепаратор 14.The leaky section 2 of the wellbore 1 can also be disconnected with a conventional packer 8 or packers 8 and 15, but the pumping device is placed in a protective casing 9 (see figure 3). Here, when the pump 4 is operating, the liquid from the object enters the receiving grid 5 through the cavity of the protective pipe 9 and from there it is directed to the wellhead 1 through the cavity of the pipe string 3, and gas from the liquid is separated and sent to the annulus through the gas separator 14.

При отсутствии негерметичности 2 ствола скважины 1 насосом 4 (см. фиг.1-3) жидкость из нижнего объекта П₂ закачивается в верхний объект П₁ через защитный кожух 9 и скважинную камеру 20 или ее съемный клапан 21 (или через перепускной узел 19). Закачка насосом 4 (см. фиг.4) жидкости, наоборот, из верхнего объекта П₁ в нижний объект П₂ также осуществляется через скважинную камеру 20 или ее съемный клапан 21 (или через перепускной узел 19) и защитный кожух 9. При этом расход жидкости, закачиваемой в объект, измеряется, в частности, путем спуска расходомера 29 в колонну труб 3 ниже скважинной камеры 20 или перепускного узла 19.In the absence of leakage 2 of the wellbore 1 by pump 4 (see Figs. 1-3), fluid from the lower object P _{2 is} pumped into the upper object P ₁ through the protective casing 9 and the borehole chamber 20 or its removable valve 21 (or through the bypass assembly 19) . Injection by the pump 4 (see FIG. 4) of the liquid, on the contrary, from the upper object P ₁ to the lower object P _{2 is} also carried out through the borehole chamber 20 or its removable valve 21 (or through the bypass assembly 19) and the protective casing 9. In this case, the flow the fluid pumped into the object is measured, in particular, by lowering the flow meter 29 into the pipe string 3 below the borehole chamber 20 or the bypass assembly 19.

Также жидкость из одного объекта в другой объект одной скважины 1 может закачиваться насосом 4 (см. фиг.1-4, 11) из колонны труб 3 в затрубное пространство скважины 1 или, наоборот, через устьевой клапан (расходомер) 30 скважины 1.Also, fluid from one object to another object of one well 1 can be pumped by pump 4 (see Figs. 1-4, 11) from a pipe string 3 into the annulus of a well 1 or, conversely, through a wellhead valve (flow meter) 30 of a well 1.

Установка (см. фиг.5) может быть использована при осложненных условиях добычи нефти, в частности при выносе песка из пласта П₁. При этом пластовый флюид разделяется на поток - газ, нефть и вода с песком, учитывая, что песок оседает в воде быстрее, чем в водонефтяной эмульсии. Здесь газ направляется в колонну труб 3 через скважинную камеру 20, соответственно, нефть - через скважинную камеру 47, вода без или с песком через скважинную камеру 48. При наличии вспомогательного пласта П₂ (ранее выработанного) с низким пластовым давлением - песок и воду можно непрерывно или периодически утилизировать в этот пласт. Для возможности проведения технологических операций (например, промывки скважины, утилизации песка и воды в нижний выработанный пласт и пр.) обратный клапан насоса 4 может быть выполнен съемным и установлен в ниппель 18 для извлечения его с помощью канатной техники до проведения технологических операций.Installation (see figure 5) can be used under difficult conditions for oil production, in particular when the removal of sand from the reservoir P ₁ . In this case, the reservoir fluid is divided into a stream - gas, oil and water with sand, given that sand settles in water faster than in a water-oil emulsion. Here, the gas is directed into the pipe string 3 through the borehole chamber 20, respectively, oil - through the borehole chamber 47, water without or with sand through the borehole chamber 48. If there is an auxiliary formation P ₂ (previously produced) with low reservoir pressure, sand and water can be Dispose of continuously or periodically into this formation. In order to be able to carry out technological operations (for example, flushing a well, disposing of sand and water in the lower produced formation, etc.), the check valve of the pump 4 can be removable and installed in the nipple 18 for extraction using cable technology before carrying out technological operations.

Также при добыче нефти при выносе песка из пласта (см. фиг.4, 6) используется в установке (с накером 8 или без него) фильтр песка 16, через который жидкость направляется в приемную сетку 5 насоса 4. При этом песок сепарируется и оседает в забое скважины 1.Also, when oil is extracted when sand is removed from the formation (see Figs. 4, 6), a sand filter 16 is used in the installation (with or without 8), through which the liquid is sent to the intake grid 5 of pump 4. In this case, the sand is separated and settles in the bottom of the well 1.

В зависимости от условий эксплуатации скважины 1 в качестве съемного клапана 21, 26 используются:Depending on the operating conditions of the well 1 as a removable valve 21, 26 are used:

- глухая пробка для герметичного разобщения межтрубной полости скважины при исследовании и добыче жидкости из нижнего объекта, а также при опрессовке установки на герметичность с помощью насоса 4 (при закрытой задвижке на устье скважины) или агрегата ЦА;- a blind plug for tight isolation of the annular cavity of the well during the study and production of fluid from the lower object, as well as during pressure testing of the installation for tightness using pump 4 (with a closed gate valve at the wellhead) or CA unit;

- регулятор перепада давления для поддержания постоянства расхода закачиваемой в пласт воды;- differential pressure regulator to maintain a constant flow rate of water injected into the reservoir;

- регулятор давления до или после себя для стравливания свободного (попутного) газа из затрубпого пространства, поддержания режима работы насоса 4 и забойного давления скважины 1;- a pressure regulator before or after itself for bleeding free (associated) gas from the annulus, maintaining the operating mode of the pump 4 and the bottomhole pressure of the well 1;

- регулятор расхода среды для поддержания проектного расхода закачиваемой жидкости в объект - пласт скважины 1;- medium flow regulator to maintain the design flow rate of the injected fluid into the object - wellbore 1;

- манометр или термометр, или дифференциальный манометр, или дифференциальный термометр, или манометр-штуцер, или расходомер, для измерения физических параметров потока среды при добыче или закачке;- a manometer or thermometer, or a differential pressure gauge, or a differential thermometer, or a pressure gauge-fitting, or a flow meter, for measuring the physical parameters of the medium flow during production or injection;

- обратный клапан для исключения обратного перетока среды при остановке работы насоса 4;- check valve to prevent reverse flow of the medium when the pump 4 is stopped;

- перепускной - циркуляционный клапан для освоения скважины 1;- bypass - circulation valve for well development 1;

- срезной клапан для глушения скважины 1 при подземном ремонте;- shear valve for killing well 1 during underground repairs;

- ингибиторный клапан для закачки нефти или ингибитора в затрубное пространство или в колонну труб 3.- an inhibitor valve for pumping oil or an inhibitor into the annulus or into the pipe string 3.

Claims

1. A pump installation for operating a well, comprising a pumping device deflated and installed in a well on a pipe string, consisting mainly of a pump with a suction grid and a submersible motor with a power cable and at least one packer, characterized in that the packer is made with cable entry and placed above the pump device or between the pump and its receiving grid.

2. The pump installation according to claim 1, characterized in that the pipe string is equipped with an additional packer with cable entry above the pumping device.

3. The pump installation according to claim 1, characterized in that it is equipped with a channel for bleeding associated formation gas into the annulus.

4. The pump installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with one or more elements - a landing nipple, a measuring chamber, a bypass assembly, one or more downhole chambers for a removable valve, a column disconnector, a movable sealed connection, a gas separator, an injector and sand filter.

5. The pump installation according to claim 4, characterized in that the pump is located above the packer, and its intake grid and the submersible motor are installed under the packer, while the gas separator is between the pump and the packer for separating gas from the liquid to the pump inlet and transferring it to the annulus space.

6. The pump installation according to claim 4, characterized in that the landing nipple is located above the pumping device for landing in it a cable removable check valve when checking the tightness of the pipe string.

7. The pump installation according to claim 4, characterized in that the bypass assembly or borehole chamber is located in the well fluid above the packer to bypass the fluid flow through them.

8. The pump installation according to claim 4, characterized in that the measuring chamber in the form of a pipe is located below the bypass node or the borehole chamber for measuring the physical parameters of the medium flow inside it.

9. The pump installation according to claim 4, characterized in that the movable sealed connection is placed under the packer to reduce dynamic loads on the packer and on the pump.

10. The pump installation according to claim 4, characterized in that the gas separator is located above the packer to separate gas from the liquid and transfer it into the annulus.

11. The pump installation according to claim 4, characterized in that the injector is located below the packer above the pump for bleeding gas from the under-packer space into the pipe string.

12. The pump installation according to claim 1, characterized in that the pump is equipped with sensors for measuring pressure and temperature of the fluid flow in the intake and at the outlet of the pump.

13. The pump installation according to claim 1 or 2, characterized in that the cable gland of the packer is made in the form of a longitudinal blind slot on its trunk under sealing cuffs, which, when the packer is planted, on the one hand, divide the annular space in the well, and on the other hand seal the power cable in the cable entry.

14. The pump installation according to claim 1 or 2, characterized in that the cable gland of the packer is made either in the form of a longitudinal through channel on the body of the sealing collar, or in the form of a space between two rigidly connected trunks, one of which is eccentrically located in the other, between they placed a stuffing box with a protective ring for sealing the power cable in the cable entry.

15. The pump installation according to claim 1, characterized in that the pump is made with a removable non-return valve for the possibility of its extraction by rope technology during technological operations.

16. A pumping unit for operating a well, comprising a pumping device deflated and installed in a well on a pipe string, consisting mainly of a pump with a suction grid and a submersible motor with a power cable and placed in a protective pipe with a cable entry and lower and upper sub and, at least one packer, characterized in that the upper protective pipe sub is connected from above to the pipe string and from below to the pumping device, and the lower sub is connected to the pipe above the packer from the bottom, while the packer is installed connected below the pump unit.

17. The pump installation according to clause 16, characterized in that it is additionally equipped with one or more elements - a landing nipple, a measuring chamber, an overflow unit, one or more downhole chambers for a removable valve, a column disconnector, a movable sealed connection, a gas separator, an injector and sand filter.

18. The pump installation according to clause 16, characterized in that the pipe string is equipped with an additional packer below the pumping device.

19. The pump installation according to 17, characterized in that the landing nipple is located above the pumping device for landing in it a cable removable check valve when checking for tightness of the pipe string.

20. The pump installation according to 17, characterized in that the bypass assembly or borehole chamber is located in the well fluid above the protective pipe for bypassing the fluid flow through them.

21. The pump installation according to claim 17, characterized in that the measuring chamber in the form of a pipe is located below the bypass assembly or the borehole chamber for measuring the physical parameters of the medium flow inside it.

22. The pump installation according to claim 17, characterized in that the column disconnector is made of two, removable and non-removable parts and is placed above or below the packer, or inside the protective pipe between its lower sub and the pump.

23. The pump installation according to 17, characterized in that the movable sealed connection is placed above the packer to reduce dynamic loads on the packer and on the pump.

24. The pump installation according to 17, characterized in that the gas separator is located above the packer or under the protective tube of the pumping device for separating gas from the liquid to the pump intake and transferring it into the annulus.

25. The pump installation according to 17, characterized in that the gas separator is placed between the pump and the packer for separating gas from the liquid to the pump inlet and transferring it into the annulus.

26. The pump installation according to 17, characterized in that the bypass assembly is located inside the protective pipe between its upper sub and the submersible motor and is made in the form of a perforated pipe or a borehole chamber for directing the flow of fluid from the pipe string into the pump intake inside the protective pipe.

27. The pump installation according to claim 17, characterized in that a deep flow meter is lowered into the measuring chamber to measure the flow rate of the liquid pumped into the reservoir.

28. The pump installation according to 17, characterized in that the upper sub of the protective pipe is made with an angular channel through which the power cable is passed, and the upper thread for the pipe string, lower internal thread for the protective pipe and the middle internal thread for connecting the pump device, at the same time, to seal the power cable in the annular cavity formed between the inner cavity of the upper sub and the connection of the pumping device, a stuffing box with a protective ring is placed, which is squeezed upon insertion protection pipe into the upper sub.

29. The pump installation according to clause 16, characterized in that the pump is made with a removable check valve for the possibility of its extraction by cable technology during technological operations.

30. A pumping unit for operating a well, comprising a pumping device deflated and installed in a well on a pipe string, consisting mainly of a pump with a suction grid and a submersible electric motor with a power cable and placed in a protective pipe with a cable entry and lower and upper sub and sand filter characterized in that the upper sub of the protective pipe is connected from above to the pipe string and from below to the pumping device, and the lower sub to the bottom is connected to the sand filter.

31. The pump installation according to claim 30, characterized in that it is additionally equipped with one or more elements - a landing nipple, a measuring chamber, an overflow unit, one or more downhole chambers for a removable valve, a column disconnector, a movable sealed connection, a gas separator and an injector.

32. The pump installation according to p. 31, characterized in that the landing nipple is located above the pumping device for landing in it a cable removable check valve when checking for leaks in the pipe string.

33. The pump installation according to p. 31, characterized in that the bypass node or borehole chamber are located in the well fluid above the protective pipe for bypassing the fluid flow through them.

34. The pump installation according to p. 31, characterized in that the measuring chamber in the form of a pipe is located below the bypass node or the borehole chamber for measuring the physical parameters of the medium flow inside it.

35. The pump installation according to p. 31, characterized in that the disconnector of the column is made of two, removable and non-removable parts and is placed inside the protective pipe between its lower sub and the pump.

36. The pump installation according to p. 31, characterized in that the gas separator is located under the protective tube of the pumping device for separating gas from the liquid to the intake of the pump and transferring it into the annulus.

37. The pump installation according to p. 31, characterized in that the bypass assembly is located inside the protective pipe between its upper sub and the submersible motor and is made in the form of a perforated pipe or a borehole chamber for directing the flow of fluid from the pipe string into the pump intake inside the protective pipe.

38. The pump installation according to item 30, wherein the pump is equipped with sensors for measuring pressure and temperature of the fluid flow in the intake and at the outlet of the pump.

39. The pump installation according to p. 31, characterized in that a deep flow meter is lowered into the measuring chamber to measure the flow rate of the fluid pumped into the reservoir.

40. The pump installation according to p. 31, characterized in that the upper sub of the protective pipe is made with an angular channel through which the power cable is passed, and the upper thread for the pipe string, the lower female thread for the protective pipe and the middle female thread for connecting the pump device, at the same time, to seal the power cable in the annular cavity formed between the inner cavity of the upper sub and the connection of the pumping device, a stuffing box with a protective ring is placed, which is squeezed upon insertion protection pipe into the upper sub.

41. The pump installation according to claim 30, characterized in that the pump is made with a removable non-return valve for the possibility of its extraction by rope equipment during technological operations.