RU2527440C1

RU2527440C1 - Pumping well cut-off system (versions)

Info

Publication number: RU2527440C1
Application number: RU2013124210/03A
Authority: RU
Inventors: Махир Зафар оглы Шарифов; Василий Александрович Леонов; Фатали Хубали оглы Азизов; Гахир Гусейн оглы Ибадов; Зияфет Халил оглы Халилов; Ильшат Асгатович Талипов; Джавит Хубали оглы Азизов; Зафар Махир оглы Шарифов; Александр Александрович Попов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника"; Зафар Махир оглы Шарифов; Василий Александрович Леонов; Фатали Хубали оглы Азизов
Priority date: 2013-05-27
Filing date: 2013-05-27
Publication date: 2014-08-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: cut-off system includes equipment of the well with at least one packer with or without return valve downstream connected to the cut-off landing nipple directly or through one or several tubes, and running in and out of an electric submersible pump unit at the pipe string. At that the cut-off valve consist of a lock, a case with input and output passing channels, sealing collars, a controlled element and a locking group. According to the invention the system is equipped with a hollow shank interconnected hydraulically from bellow to the cut-off controllable element and to the cavity of the pipe string over the electric submersible pump unit from the above. For this purpose the pipe string and hollow shank upstream and downstream the electric submersible pump unit are equipped respectively with axial and off-centre upper and lower couplings with taps interconnected by a hydraulic channel passing close to the electric submersible pump unit. At that the upper coupling has either a through axial channel or a through off-centre channel or a through axial landing channel. When the upper coupling is made with the landing axial channel then a divider for two cavities is run in at the additional pipe string of a less diameter with a side return valve. The lower coupling is connected hydraulically to remote measuring equipment. Besides the hollow shank with or without crossover unit is equipped with a disconnector with a running tool or without it. At that the cut-off valve is either run in to the well or set to the landing nipple before running in of the electric submersible pump unit or run in to the well at the running tool under the hollow shank and placed to the landing nipple. At that the disconnector under the hollow shank is connected to the disconnector or its controlled element or the landing nipple. The cut-off valve with a lock is equipped by a pressure adjuster and its sealing collars are set either lower or upper than the output passing channel. The case and controlled element of the cut-off valve form a working chamber connected through the hollow shank and hydraulic channel to the cavity of the pipe string or additional pipe string over the electric submersible pump unit. The controlled element is made as a piston or plunger or bellows capable of the locking group opening and closing at start-up and shutdown of the electric submersible pump unit or at the target generation or release of excess pressure in the additional pipe string or the pipe string. The closing group is made as a support saddle assembly and a gate or as a cylinder and a plunger gate. The piston or bellows or the gate is spring-loaded under the preset force. The cut-off valve is made with or without control mechanism to fix position of the controlled element rotated at the rod or in a case of a coded bushing with through or blind cam slots designed for the limiter in the case or at the rod respectively.EFFECT: improving operational efficiency of the pumping well due to prevention of the productive stratum bullheading downstream the packer at replacement of the electric submersible pump unit.3 cl, 21 dwg

Description

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины и предотвращения глушения продуктивного пласта при подъеме и спуске электропогружного насосного агрегата, например, типа УЭЦН.The group of inventions relates to techniques and technologies for oil and gas production and can be used to operate a pumping well and to prevent jamming of a productive formation when raising and lowering an electric submersible pump unit, for example, of a type of electric power station.

Известные, в качестве аналогов, отсекатели - патенты РФ №№2007547, 2102582, 2178513, 2250354, 2312203, 2352767, 2389866 и 2461699.Known, as analogues, cut-offs are RF patents №№2007547, 2102582, 2178513, 2250354, 2312203, 2352767, 2389866 and 2461699.

Известные в качестве прототипов:Known as prototypes:

1) Клапанное устройство для скважины, авторское свидетельство №1694863, включающее корпус с каналами, внутри которого размещен основной и дополнительный сильфоны со штоком, между которыми полость заполнена сжатым газом через узел зарядки, седло и под ним затвор.1) Valve device for a well, copyright certificate No. 1694863, including a housing with channels, inside of which there is a main and additional bellows with a rod, between which the cavity is filled with compressed gas through the charging unit, the seat and under it the shutter.

2) Скважинный затвор, патент РФ №2465438, содержащий корпус с седлом, сильфон с заряженным сжатым газом и запорный клапан.2) Borehole valve, RF patent No. 2465438, comprising a housing with a seat, a bellows with a charged compressed gas and a shut-off valve.

3) Регулятор и отсекатель Шарифова, патент РФ №2229586, состоящий из корпуса, внутри которого размещен, по крайней мере, регулирующий орган в виде сильфона или поршня с затвором над или под седлом для отсекания потока флюида из пласта.3) Sharifov’s regulator and shutoff, RF patent No. 2229586, consisting of a housing, inside of which at least a regulating body is placed in the form of a bellows or piston with a shutter above or below the saddle to cut off the fluid flow from the reservoir.

Известные отсекатели не могут спускаться и/или подниматься из скважины совместно с УЭЦН, а также не предусматривается их управление от изменения давления в колонне труб, в частности, при остановке и запуске электропогружного насосного агрегата. Кроме того, выше приведенные отсекатели, для разобщения пласта при остановке и подъеме УЭЦН, закрываются от повышения давления уровня жидкости в скважине, действующего на эффективную площадь сильфона. Однако, после закрытия отсекателя, несмотря на то, что уровень жидкости над затвором не растет, а забойное давление под затвором продолжает расти до достижения пластового давления (очень часто его фактическое значение неизвестно). Поэтому, на закрытое состояние отсекателя действует как давление уровня жидкости, так и пластовое давление. И при повторном спуске и запуске УЭЦН уровень жидкости иногда достигает до глубины УЭЦН, но отсекатель не открывается, что приводит к сгоранию электродвигателя УЭЦН.Known shutoffs cannot be lowered and / or raised from the well together with the ESP, and their control from pressure changes in the pipe string is not provided, in particular, when the electric submersible pump unit is stopped and started. In addition, the above cutoffs, for separation of the formation during the stop and rise of the ESP, are closed from increasing the pressure of the liquid level in the well, acting on the effective area of the bellows. However, after closing the shutoff valve, despite the fact that the liquid level above the shutter does not increase, and the bottomhole pressure under the shutter continues to increase until reservoir pressure is reached (its actual value is often unknown). Therefore, both the liquid level pressure and the reservoir pressure act on the closed state of the shutoff. And upon repeated descent and start-up of the ESP, the liquid level sometimes reaches the depth of the ESP, but the shut-off device does not open, which leads to the combustion of the ESP motor.

Целью изобретения является разработка новых технических и технологических отсекательных систем для эксплуатации насосной скважины и предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата.The aim of the invention is the development of new technical and technological shut-off systems for the operation of the pumping well and to prevent jamming of the reservoir below the packer when replacing an electric submersible pump unit.

Технологический и технический результат, в том числе экономический эффект, достигается с помощью простоты и надежности применения изобретения, и главное за счет возможности и эффективности различных вариантов пакерно-отсекательной и насосной системы для эксплуатации скважины и предотвращения глушения продуктивного пласта при подъеме и спуске электропогружного насосного агрегата.The technological and technical result, including the economic effect, is achieved using the simplicity and reliability of the application of the invention, and most importantly, due to the possibility and effectiveness of various options for a packer-shut-off and pump system for well operation and prevention of plugging of a productive formation when raising and lowering an electric submersible pump unit .

Пакерно-отсекательная и насосная система (далее система) достигает цель за счет следующих выполненных решений.The packer-shut-off and pumping system (hereinafter the system) achieves the goal due to the following solutions.

Вариант 1. С целью управления гидравлически через колонну труб отсекателем, расположенным ниже электропогружного насосного агрегата для добычи флюида, по меньшей мере, из одного пласта, система снабжена полым хвостовиком, связанным гидравлически снизу с управляемым элементом отсекателя, а сверху - с полостью колонны труб над электропогружным насосным агрегатом, для чего колонна труб и полый хвостовик, соответственно, выше и ниже электропогружного насосного агрегата, оснащены осевыми или эксцентричными верхней и нижней муфтами, выполненными с отводами воздействия, соединенными между собой гидравлическим каналом (например, в виде труб или трубки, или полой штанги), проходящим рядом с электропогружным насосным агрегатом. Верхняя муфта, без или с аварийным затвором для ее отвода воздействия, выполнена либо со сквозным осевым каналом, для движения флюида, сообщенным гидравлически с отводом воздействия, либо со сквозным не осевым каналом для движения флюида и не сквозным посадочным осевым каналом, сообщенным гидравлически с отводом воздействия, либо со сквозным посадочным осевым каналом, для движения флюида, не сообщенным гидравлически с отводом воздействия. При этом, если верхняя муфта выполнена с посадочным осевым каналом, то в него спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра, без или с боковым обратным клапаном. А нижняя муфта, в случае измерения давления на выходе электропогружного насосного агрегата, соединена гидравлически с его телеметрией. Кроме того полый хвостовик, без или с перепускным блоком, снабжен снизу разобщителем либо без, либо с инструментом спуска. При этом отсекатель, соответственно, либо спущен в скважину (например, на проволоке или канате, или на кабеле с помощью спецтехники - лебедки, или на технологической колонне труб, или путем свободного сброса) и установлен в посадочный ниппель отдельно до спуска в скважину электропогружного насосного агрегата, либо же спущен в скважину на спускном инструменте под полым хвостовиком и размещен в посадочный ниппель при спуске на колонне труб электропогружного насосного агрегата. Разобщитель под полым хвостовиком не жестко, но герметично соединен с отсекателем или его управляемым элементом, или посадочным ниппелем. Кроме того, отсекатель с замком снабжен уравнителем давления, а его уплотнительные манжеты установлены либо ниже, либо же ниже и выше выходного пропускного канала. А также корпус и управляемый элемент отсекателя образуют рабочую камеру, соединенную герметично, через полый хвостовик и гидравлический канал, с полостью колонны труб или дополнительной колонны труб над электропогружным насосным агрегатом. Управляемый элемент выполнен либо в виде поршня или плунжера, либо сильфона, без или с заполненным сжатым газом через узел зарядки, а запорный узел выполнен в виде седла опорного и над или под ним затвора упорного любой конструкции, или же в виде цилиндра и затвора плунжерного в нем. При этом поршень или сильфон, или затвор подпружинен с заданным усилием. Кроме того, отсекатель выполнен либо без, либо с регулирующим механизмом (для фиксации положения управляемого элемента) в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке. Отсекатель, без регулирующего механизма, в одном случае открывает запорный узел при запуске электропогружного насосного агрегата и, соответственно, достижении заданного значения динамического давления на его выходе, обеспечивающего через полый хвостовик перемещение в одну сторону управляемого элемента с затвором, и закрывает запорный узел перемещением в другую сторону управляемого элемента с затвором при остановке электропогружного насосного агрегата и, соответственно, достижении заданного или статического давления на его выходе, в другом случае, он открывает запорный узел при целенаправленном создании и поддерживании заданного избыточного давления в дополнительной колонне труб или колонне труб, и закрывает при стравливании избыточного давления из нее. А отсекатель с регулирующим механизмом функционирует по принципу действия авторучки, причем он закрывает и открывает запорный узел поочередно от каждого заданного кратковременного увеличения и затем уменьшения избыточного давления в колонне труб или дополнительной колонне труб, а значит и через гидравлический канал и полый хвостовик в рабочей камере, а именно, при увеличении избыточного давления в полом хвостовике, управляемый элемент с затвором переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения до не фиксированного - нижнего положения, и, наоборот, при уменьшении заданного избыточного давления в полом хвостовике, управляемый элемент переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения. Таким образом, система позволяет во всех случаях, без глушения пласта, поднимать и спускать в скважину электропогружной насосный агрегат при закрытом отсекателе.Option 1. In order to control hydraulically through a pipe string a shut-off device located below the electric submersible pumping unit for producing fluid from at least one formation, the system is equipped with a hollow shank hydraulically connected from below to a controlled shut-off element and from above to a pipe string cavity above electric submersible pump unit, for which the pipe string and hollow shank, respectively, above and below the electric submersible pump unit, are equipped with axial or eccentric upper and lower couplings, made connected with the impact taps, interconnected by a hydraulic channel (for example, in the form of pipes or tubes, or hollow rods), passing near the electric submersible pump unit. The upper coupling, without or with an emergency shutter for its removal of impact, is made either with a through axial channel for fluid movement, hydraulically communicated with a tap, or with a through non-axial channel for fluid flow and a non-through axial fit channel, hydraulically communicated with a tap impact, or with a through bore axial channel for fluid movement, not hydraulically communicated with the removal of exposure. Moreover, if the upper coupling is made with a landing axial channel, then a separator of two cavities is lowered into it on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve. And the lower coupling, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible pump unit, is hydraulically connected to its telemetry. In addition, the hollow shank, with or without a bypass block, is equipped with a disconnector from the bottom, either without or with a descent tool. In this case, the cutter, respectively, is either lowered into the well (for example, on a wire or rope, or on a cable using special equipment - a winch, or on a pipe process string, or by free discharge) and is installed in the landing nipple separately before the electric submersible pump is lowered into the well unit, or lowered into the well on the drain tool under the hollow shaft and placed in the landing nipple when the electric pipe submersible pump unit is lowered onto the pipe string. The disconnector under the hollow shaft is not rigidly, but hermetically connected to the cutter or its controlled element, or the landing nipple. In addition, the cut-off with the lock is equipped with a pressure equalizer, and its sealing cuffs are installed either below or below and above the output passage channel. As well as the casing and the controlled element of the cut-off form a working chamber connected hermetically through a hollow shank and a hydraulic channel with the cavity of the pipe string or an additional pipe string above the electric submersible pump unit. The controlled element is made either in the form of a piston or plunger or bellows, without or with filled compressed gas through the charging unit, and the locking unit is made in the form of a support saddle and a stop valve of any design above or below it, or in the form of a cylinder and a plunger shutter him. In this case, the piston or bellows, or the valve is spring-loaded with a given force. In addition, the cutter is made either without or with a regulating mechanism (for fixing the position of the controlled element) in the form of a code sleeve rotating on the rod or in the housing with through or blind figured grooves for the limiter, respectively, in the housing or on the rod. The shut-off device, without a regulating mechanism, in one case opens the shut-off unit when starting the electric submersible pump unit and, accordingly, when the set value of the dynamic pressure at its outlet is reached, which ensures movement through the hollow shaft to one side of the controlled element with a shutter, and closes the shut-off unit by moving to the other the side of the controlled element with a shutter when the electric submersible pump unit is stopped and, accordingly, when a predetermined or static pressure is reached at its outlet, Alternatively, he opens the latch assembly when targeted creating and maintaining a predetermined excess pressure in the additional pipe string or pipe string, and closes when overpressure etching therefrom. A shut-off device with a regulating mechanism operates on the principle of a fountain pen, moreover, it closes and opens the shut-off unit in turn from each predetermined short-term increase and then decrease in excess pressure in the pipe string or additional pipe string, and therefore through the hydraulic channel and the hollow shank in the working chamber, namely, when the overpressure in the hollow shank increases, the controlled element with the shutter moves from one fixed - upper extreme or middle position to non-fixed lowered, and, conversely, when the specified excess pressure in the hollow shank decreases, the controlled element moves, respectively, to another fixed - middle or upper extreme position. Thus, the system allows in all cases, without killing the formation, to raise and lower the electric submersible pump unit with the shut-off device closed.

Вариант 2. С целью управления гидравлически через колонну труб отсекателем, расположенным ниже электропогружного насосного агрегата для добычи флюида, по меньшей мере, из одного пласта, система снабжена полым хвостовиком, связанным гидравлически снизу с управляемым элементом отсекателя, а сверху - с полостью колонны труб над электропогружным насосным агрегатом, для чего колонны труб и полый хвостовик, соответственно, выше и ниже электропогружного насосного агрегата оснащены осевыми или эксцентричными верхней и нижней муфтами, выполненными с отводами воздействия, соединенными между собой гидравлическим каналом (например, в виде труб или трубки, или полой штанги), проходящим рядом с электропогружным насосным агрегатом. Верхняя муфта, без или с аварийным затвором для ее отвода воздействия, выполнена либо со сквозным осевым каналом, для движения флюида, сообщенным гидравлически с отводом воздействия, либо со сквозным не осевым каналом для движения флюида и не сквозным посадочным осевым каналом, сообщенным гидравлически с отводом воздействия, либо со сквозным посадочным осевым каналом, для движения флюида, не сообщенным гидравлически с отводом воздействия. При этом, если верхняя муфта выполнена с посадочным осевым каналом, то в него спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра без или с боковым обратным клапаном. А нижняя муфта, в случае измерения давления на выходе электропогружного насосного агрегата, соединена гидравлически с его телеметрией. Кроме того, запорный узел отсекателя отделен от его управляемого элемента, причем запорный узел установлен выше или ниже пакера заранее, до спуска в скважину электропогружного насосного агрегата, а управляемый элемент - соединен гидравлически снизу с полым хвостовиком и спущен в скважину одновременно с электропогружным насосным агрегатом до глубины взаимодействия его с запорным узлом. При этом запорный узел состоит, по крайней мере, из корпуса и внутри его седла опорного и под ним подпружиненного затвора упорного любой конструкции, а управляемый элемент состоит, по меньшей мере, из цилиндра и внутри его подвижного поршня или плунжера, или сильфона со штоком. Отсекатель, в одном случае, открывает запорный узел при запуске электропогружного насосного агрегата и, соответственно, достижении заданного значения динамического давления на его выходе, обеспечивающего через полый хвостовик перемещение вниз управляемого элемента и, соответственно, через него подпружиненного затвора упорного, и закрывает запорный узел, наоборот, перемещением в обратную сторону управляемого элемента под усилием вверх подпружиненного затвора упорного при остановке электропогружного насосного агрегата и, соответственно, достижении заданного или статического давления на его выходе. В другом случае, отсекатель открывает запорный узел при целенаправленном создании и поддерживании заданного избыточного давления в дополнительной колонне труб или колонне труб, и закрывает при стравливании избыточного давления из нее. Таким образом, отсекатель позволяет во всех случаях, без глушения пласта, поднимать и спускать в скважину электропогружной насосный агрегат с его управляемым элементом.Option 2. In order to control hydraulically through a pipe string a shut-off device located below the electric submersible pumping unit for producing fluid from at least one formation, the system is equipped with a hollow shank hydraulically connected from below to a controlled shut-off element and from above to a pipe string cavity above electric submersible pump unit, for which pipe columns and a hollow shank, respectively, above and below the electric submersible pump unit are equipped with axial or eccentric upper and lower couplings, made bubbled with feedback taps interconnected hydraulic channel (e.g., in the form of pipes or tubes or hollow rod) extending near the submersible pump unit. The upper coupling, without or with an emergency shutter for its removal of impact, is made either with a through axial channel for fluid movement, hydraulically communicated with a tap, or with a through non-axial channel for fluid flow and a non-through axial fit channel, hydraulically communicated with a tap impact, or with a through bore axial channel for fluid movement, not hydraulically communicated with the removal of exposure. Moreover, if the upper sleeve is made with a landing axial channel, then a separator of two cavities is lowered into it on an additional pipe string of a smaller diameter without or with a side check valve. And the lower coupling, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible pump unit, is hydraulically connected to its telemetry. In addition, the shut-off unit of the shut-off device is separated from its controlled element, and the shut-off unit is installed above or below the packer in advance, before the electric submersible pump unit is lowered into the well, and the controlled element is hydraulically connected from below to the hollow shank and lowered into the well simultaneously with the electric submersible pump unit to the depth of its interaction with the locking node. In this case, the locking assembly consists of at least a housing and inside its saddle supporting and below it a spring-loaded stop valve of any design, and the controlled element consists of at least a cylinder and inside its movable piston or plunger, or bellows with a rod. The shut-off device, in one case, opens the locking unit when starting the electric submersible pump unit and, accordingly, reaching the set value of the dynamic pressure at its output, which ensures the downward movement of the controlled element and, accordingly, the spring-loaded stop valve through it, and closes the locking unit, on the contrary, by moving in the opposite direction of the controlled element under an upward force of a spring-loaded stop which is stop when stopping the electric submersible pump unit and, accordingly continuously, the preset or static pressure at its output. In another case, the shut-off device opens the shut-off unit when deliberately creating and maintaining a predetermined overpressure in an additional pipe string or pipe string, and closes when overpressure is released from it. Thus, the cutoff device allows in all cases, without killing the formation, to raise and lower the electric submersible pump unit with its controlled element into the well.

Вариант 3. С целью управления отсекателем гидравлического действия от заданного уровня жидкости в скважине, отсекатель с замком или его посадочный ниппель снабжен уравнителем давления, а управляемый элемент отсекателя выполнен в виде заряженного газом и/или подпружиненного сильфона, а запорный узел выполнен в виде седла опорного и над или под ним затвора упорного (без или с внутренним уравнительным конусом) с положением независимым от давления на входе отсекателя, а значит и от забойного давления пласта. А также корпус отсекателя выполнен с эксцентричным каналом, соединяющим забой пласта с полостью над или под седлом опорным. При этом, либо диаметр затвора упорного в седле опорном или диаметр уравнительного конуса внутри затвора упорного выполнен равным эффективному диаметру сильфона, либо затвор упорный снабжен компенсатором с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса под компенсатором и над седлом опорным, причем затвор упорный над или под седлом опорным имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным и затвором упорным. При работе сильфон отсекателя находится, с одной стороны, под заданным давлением зарядки газа и/или усилием пружины, а с другой стороны - только под давлением уровня жидкости в скважине, а значит и под давлением на входе электропогружного насосного агрегата. Последний спущен в скважину либо без, либо с хвостовиком, снабженным инструментом спуска и/или подъема, и соответственно, отсекатель либо спущен в скважину (например, на проволоке или канате, или на кабеле с помощью спецтехники - лебедки, или на технологической колонне труб, или путем свободного сброса) и установлен отдельно в посадочный ниппель перед спуском в скважину электропогружного насосного агрегата, либо же спущен в скважину на инструменте спуска и/или подъема под хвостовиком и установлен в посадочный ниппель при спуске на колонне труб электропогружного насосного агрегата. В последнем случае, инструмент спуска и/или подъема на хвостовике электропогружного насосного агрегата расцепляется от отсекателя при жесткой его фиксации замком в посадочном ниппеле, после чего электропогружной насосный агрегат с инструментом спуска и/или подъема приподнимается до заданной глубины при закрытом отсекателе от статического уровня жидкости, действующего на эффективную площадь сильфона. При запуске электропогружного насосного агрегата и, соответственно, снижении до заданного значения уровня жидкости, отсекатель открывает запорный узел для эксплуатации скважины, а в случае остановки электропогружного насосного агрегата и, соответственно, роста уровня жидкости в скважине, он закрывает запорный узел, поскольку на эффективную площадь сильфона с одной стороны действует заданное давление зарядки газа и/или усилие пружины, а с другой стороны - давление уровня жидкости в скважине.Option 3. In order to control the hydraulic shut-off device from a given liquid level in the well, the cut-off device with a lock or its landing nipple is equipped with a pressure equalizer, and the controlled shut-off element is made in the form of a gas-charged and / or spring-loaded bellows, and the shut-off unit is made in the form of a support saddle and above or below it, a stop valve (without or with an internal equalizing cone) with a position independent of the pressure at the inlet of the cutter, and hence the bottomhole pressure of the formation. And also the cutter body is made with an eccentric channel connecting the bottom of the formation with a cavity above or below the supporting saddle. In this case, either the diameter of the stop valve in the saddle support or the diameter of the equalizing cone inside the stop valve is equal to the effective diameter of the bellows, or the stop valve is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with an equalization channel that hydraulically interconnects the two body cavities under the compensator and above the seat supporting, moreover, the thrust shutter above or below the saddle supporting has a predetermined limited stroke, providing, when the shut-off unit is open, narrowing the flow of formation fluid in the annular the space between the saddle support and the stop valve. During operation, the cutoff bellows is, on the one hand, under the specified gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, only under the pressure of the liquid level in the well, and therefore under the pressure at the inlet of the electric submersible pump unit. The latter is lowered into the well either without or with a liner equipped with a tool for lowering and / or lifting, and accordingly, the cutter is lowered into the well (for example, on a wire or rope, or on a cable using special equipment - a winch, or on a technological pipe string, or by free discharge) and installed separately in the landing nipple before the electric submersible pump unit is lowered into the well, or lowered into the well on the tool for lowering and / or lifting under the liner and installed in the landing nipple when descending on the string rub submersible pump unit. In the latter case, the descent and / or lifting tool on the shank of the electric submersible pump unit disengages from the cutter when it is rigidly locked by a lock in the landing nipple, after which the electric submersible pump unit with the descent and / or lifting tool rises to a predetermined depth with the shutter closed from the static liquid level acting on the effective area of the bellows. When starting the electric submersible pump unit and, accordingly, lowering the fluid level to a predetermined value, the shut-off device opens the shut-off unit for well operation, and in the case of the stop of the electric submersible pump unit and, correspondingly, increasing the liquid level in the well, it closes the shut-off unit, since the effective area On the one hand, the bellows has a predetermined gas charging pressure and / or spring force, and on the other hand, a liquid level pressure in the well.

На фигурах 1-5 приводятся общие виды системы по варианту 1; на фигурах 7, 8 приводятся варианты системы по варианту 2; на фигурах 9, 10 приводятся варианты системы по варианту 3; на фигурах 11-22 приводятся ряд исполнений отсекателей по варианту 1 и 3.In figures 1-5 are General views of the system according to option 1; in figures 7, 8 are options for the system according to option 2; in figures 9, 10 are options for the system according to option 3; in figures 11-22 are a number of versions of the cutoffs according to option 1 and 3.

Система (фиг.1-8) включает в себя оснащение скважины 1 выше пласта 2 пакером 3, посадочным ниппелем 4, отсекателем 5, колонной труб 6 (например, типа НКТ), электропогружным насосным агрегатом 7 (например, типа УЭЦН), в частности снабженным телеметрией 8 (например, типа ТМС с одним или двумя датчиками) для измерения в реальном времени давления на входе и/или выходе УЭЦН.The system (Figs. 1-8) includes equipping the well 1 above the formation 2 with a packer 3, a landing nipple 4, a cutter 5, a pipe string 6 (e.g., tubing type), an electric submersible pump unit 7 (e.g., ESP type), in particular equipped with telemetry 8 (for example, TMS type with one or two sensors) for real-time measurement of pressure at the inlet and / or outlet of the ESP.

В системе (вариант 1, 2) выше и ниже электропогружного насосного агрегата 7 установлены осевые (фиг.3, 4, 5) или эксцентричные (фиг.1, 2, 6) верхняя 9 и нижняя 10 муфты с отводами воздействия 11 и 12, соединенные между собой гидравлическим каналом 13, выполненным в виде труб или трубки, или полой штанги, и проходящим рядом с электропогружным насосным агрегатом 7. При этом через канал 13 обеспечивается гидравлическая связь между внутренними полостями 14 и 15, соответственно, над и под электропогружным насосным агрегатом 7. Верхняя муфта 9, для движения потока добываемого флюида, выполнена либо со сквозным осевым каналом 16 (фиг.3), либо со сквозным не осевым каналом 17 (например, см. фиг.1, 2, 4, 6), либо же со сквозным посадочным каналом 18 (фиг.5). В частном случае, верхняя муфта 9, для воздействия на отсекатель 5, выполнена с не сквозным посадочным каналом 19 (фиг.4). Сквозной осевой канал 16 (фиг.3) или не сквозной посадочный канал 19 (фиг.4) сообщен гидравлически с отводом воздействия 11, а сквозной посадочный канал 18 (фиг.5), наоборот, не сообщен гидравлически с отводом воздействия 11. Если верхняя муфта 9 выполнена с посадочным каналом 18 (фиг.5) или 19 (фиг.4), то в него спускается разделитель двух полостей 20 на дополнительной колонне труб 21 меньшего диаметра, соответственно, либо для воздействия на отсекатель 5, либо для добычи флюида. Дополнительная колонна труб 21, в частном случае, снабжена боковым обратным клапаном 22 (фиг.4) для возможности передачи избыточного давления из полости 14 (при работе УЭЦН) в дополнительную колонну труб 21, чтобы открывать отсекатель 5. В случае измерения давления во внутренней полости 14, а значит и на выходе электропогружного насосного агрегата 7, нижняя муфта 10 гидравлически соединяется непосредственно с его телеметрией 8 (фиг.1-6). В системе ниже электропогружного насосного агрегата 7, то есть под нижней муфтой 10, размещен полый хвостовик 23 (фиг.1-6), например, из труб или полой штанги и прочее. Полый хвостовик 23, в частном случае, снабжен перепускным блоком 24 (фиг.3) для возможности заполнения полости хвостовика 23 жидкостью во время спуска в скважину 1 электропогружного насосного агрегата 7 совместно с отсекателем 5. Полый хвостовик 23 может быть снизу оснащен разобщителем 25 (фиг.1-5). Последний 25, в частном случае, соединяется с инструментом спуска 26 (фиг.3), чтобы спустить отсекатель 5 на нем и установить в посадочный ниппель 4 во время спуска в скважину 1 на колонне труб 6 электропогружного насосного агрегата 7. А также отсекатель 5 может спускаться в скважину 1 на проволоке или канате, или на кабеле с помощью спецтехники - лебедки, или на технологической колонне труб, или же путем свободного сброса, и устанавливаться в посадочный ниппель 4 отдельно перед спуском в скважину 1 электропогружного насосного агрегата 7 (фиг.1, 2, 4, 5). При этом разобщитель 25, под полым хвостовиком 23 электропогружного насосного агрегата 7, после спуска в скважину 1 не жестко, но герметично соединяется либо с отсекателем 5 (фиг.3), либо с посадочным ниппелем 4 (фиг.1, 2, 4, 5). Верхняя муфта 9 может быть снабжена аварийным затвором 27 (например, в виде подпружиненного обратного клапана) для возможности закрытия отвода воздействия 11 при аварийном случае - возникновении через него перелива флюида в случае не герметичности гидравлического канала 13, то есть при порыве труб или трубки, или полой штанги(фиг.5).In the system (option 1, 2) above and below the electric submersible pump unit 7, axial (Figs. 3, 4, 5) or eccentric (Figs. 1, 2, 6) upper 9 and lower 10 couplings with taps 11 and 12 are installed interconnected by a hydraulic channel 13, made in the form of pipes or tubes, or a hollow rod, and passing near the electric submersible pump unit 7. Moreover, through the channel 13 provides hydraulic communication between the internal cavities 14 and 15, respectively, above and below the electric submersible pump unit 7. Upper sleeve 9, for flow up to fluid, performed either with a through axial channel 16 (figure 3), or with a through non-axial channel 17 (for example, see figures 1, 2, 4, 6), or with a through landing channel 18 (figure 5 ) In the particular case, the upper sleeve 9, for acting on the cutter 5, is made with a non-end-to-end landing channel 19 (Fig. 4). The through axial channel 16 (FIG. 3) or not the through passage channel 19 (FIG. 4) is hydraulically connected to the impact outlet 11, and the through-passage channel 18 (FIG. 5), on the contrary, is not hydraulically connected to the impact outlet 11. If the upper the clutch 9 is made with a landing channel 18 (Fig. 5) or 19 (Fig. 4), a separator of two cavities 20 is lowered into it on an additional pipe string 21 of smaller diameter, respectively, either to act on the cut-off 5 or to produce fluid. The additional pipe string 21, in a particular case, is equipped with a side check valve 22 (Fig. 4) for the possibility of transferring excess pressure from the cavity 14 (during operation of the ESP) to the additional pipe string 21 to open the shut-off device 5. In the case of measuring pressure in the internal cavity 14, and hence at the output of the electric submersible pump unit 7, the lower sleeve 10 is hydraulically connected directly to its telemetry 8 (Fig.1-6). In the system below the electric submersible pump unit 7, that is, under the lower sleeve 10, a hollow shank 23 is placed (Figs. 1-6), for example, from pipes or a hollow rod and so on. The hollow liner 23, in a particular case, is equipped with a bypass block 24 (Fig. 3) to allow the liner cavity 23 to be filled with liquid during descent into the well 1 of the electric submersible pump unit 7 together with the shutoff device 5. The hollow liner 23 can be equipped with a disconnector 25 from the bottom (Fig. .1-5). The last 25, in a particular case, is connected to the descent tool 26 (Fig. 3) to lower the cutter 5 on it and install it into the landing nipple 4 during the descent into the well 1 on the pipe string 6 of the electric submersible pump unit 7. And also the cutter 5 can go down into the well 1 on a wire or rope, or on a cable using special equipment - a winch, or on a technological string of pipes, or by means of a free discharge, and install into the landing nipple 4 separately before launching the electric submersible pump unit 7 into the well 1 (Fig. 1 , 2, 4, 5). In this case, the disconnector 25, under the hollow shaft 23 of the electric submersible pump unit 7, after being lowered into the well 1, is not rigidly but tightly connected either to the cutoff 5 (Fig. 3) or to the landing nipple 4 (Figs. 1, 2, 4, 5 ) The upper sleeve 9 may be equipped with an emergency shutter 27 (for example, in the form of a spring-loaded check valve) to enable the removal of the outlet 11 in the event of an emergency - overflow of fluid through it in case of a leak in the hydraulic channel 13, i.e., when a pipe or tube ruptures, or hollow rod (figure 5).

В системе (вариант 3) ниже электропогружного насосного агрегата 7 может быть либо не спущен (фиг.7), либо спущен (фиг.8) хвостовик 23 (например, в виде труб, полой или не полой штанги и прочее). Здесь хвостовик 23 снизу снабжен инструментом 26 для только спуска или подъема, или же для как спуска, так и подъема (фиг.8).In the system (option 3), below the electric submersible pump unit 7, either the liner 23 (for example, in the form of pipes, a hollow or non-hollow rod, etc.) may be lowered (Fig. 7) or lowered (Fig. 8). Here, the shank 23 below is equipped with a tool 26 for only lowering or lifting, or for both lowering and lifting (Fig. 8).

На фигуре 7 отсекатель 5 спускается в скважину 1 на проволоке или канате, или на кабеле с помощью спецтехники - лебедки, или на технологической колонне труб, или же путем свободного сброса, и устанавливается в посадочный ниппель 4 отдельно перед спуском в скважину 1 электропогружного насосного агрегата 7. А на фигуре 8 отсекатель 5 спускается в скважину 1 на инструменте 26 под хвостовиком 23 и устанавливается в посадочный ниппель 4 во время спуска на колонне труб 6 электропогружного насосного агрегата 7. А затем инструмент 26 расцепляется (например, срезом винтов) от отсекателя 5 (при жесткой его фиксации в посадочном ниппеле 4 выше пакера 3), например, путем создания нагрузки (вниз или вверх) на хвостовик 23. Далее электропогружной насосный агрегат 7 со спускным инструментом 26 приподнимается до заданной глубины скважины 1 при закрытом отсекателе 5 (от давления статического уровня жидкости).In figure 7, the cutter 5 is lowered into the well 1 on a wire or rope, or on a cable using special equipment - a winch, or on a pipe process string, or by free discharge, and is installed in the landing nipple 4 separately before the electric submersible pump unit is lowered into the well 1 7. And in figure 8, the cutoff 5 is lowered into the well 1 on the tool 26 under the shank 23 and is installed in the landing nipple 4 during the descent on the pipe string 6 of the electric submersible pump unit 7. And then the tool 26 is disengaged (for example, by cutting screws) from the cutter 5 (when it is rigidly fixed in the landing nipple 4 above the packer 3), for example, by creating a load (up or down) on the shank 23. Then, the electric submersible pump unit 7 with the drain tool 26 is raised to the specified depth of the well 1 at closed shutoff 5 (from the pressure of the static liquid level).

На фигурах 1-5, 7 и 8 отсекатель 5 снабжен замком 28 для жесткой его фиксации в посадочном ниппеле 4. В свою очередь, отсекатель 5 с замком 28 или его посадочный ниппель 4 снабжен уравнителем давления 29 любой конструкции (например, один из них приводится на фигурах 8, 13 и 16) для возможности уравновешивания давления под и над запорным узлом, при установке и/или извлечении отсекателя 5 из посадочного ниппеля 4. Кроме того, на отсекателе 5 с замком 28 уплотнительные манжеты 30 или 30 и 31 устанавливаются, соответственно, ниже (фиг.3, 8) или ниже и выше (фиг.1, 2, 4, 5, 7) его выходного пропускного канала 32 (например, в виде одной или нескольких отверстий, щелей и прочее).In figures 1-5, 7 and 8, the shut-off device 5 is equipped with a lock 28 for its rigid fixation in the landing nipple 4. In turn, the shut-off device 5 with the lock 28 or its landing nipple 4 is equipped with a pressure equalizer 29 of any design (for example, one of them is in figures 8, 13 and 16) for the possibility of balancing the pressure under and above the locking unit, when installing and / or removing the cutter 5 from the landing nipple 4. In addition, on the cutter 5 with the lock 28, the sealing lips 30 or 30 and 31 are installed, respectively lower (Fig. 3, 8) or lower and higher (Fig. 1, 2, 4, 5, 7) th output passageway 32 (e.g. in the form of one or more holes, slits, etc.).

Отсекатель (вариант 1, 2) образует между корпусом 33 и управляемым элементом, в виде поршня 34 или сильфона 35, рабочую камеру 36 (фиг.9 -15). При этом рабочая камера 36 соединяется герметично через полый хвостовик 23 и гидравлический канал 13 с внутренней полостью колонны труб 6 (фиг.1, 2, 3, 5, 6) или дополнительной колонны труб 21 (фиг.4) выше электропогружного насосного агрегата 7.The cutter (option 1, 2) forms between the housing 33 and the controlled element, in the form of a piston 34 or a bellows 35, a working chamber 36 (Fig.9 -15). In this case, the working chamber 36 is connected hermetically through the hollow shaft 23 and the hydraulic channel 13 with the internal cavity of the pipe string 6 (Figs. 1, 2, 3, 5, 6) or an additional pipe string 21 (Fig. 4) above the electric submersible pump unit 7.

Управляемый элемент отсекателя (вариант 1-3) либо непосредственно (фиг.18) или через шток 37 (фиг.9-17, 19-21), взаимосвязан с запорным узлом, выполненным в виде седла опорного 38 и над или под ним затвора упорного 39 любой конструкции (фиг.9-11, 14-17, 19-21), или же в виде цилиндра 40 и затвора плунжерного 41 в нем (фиг.12, 13, 18). В отсекателе поршень 34 или сильфон 35, или затвор 39, 41 подпружинен с заданным усилием пружины 42 и/или давления зарядки 43 сильфона 35 сжатым газом через узел зарядки 44. Кроме того отсекатель, в частном случае, снабжен регулирующим механизмом (для фиксации положения управляемого элемента) в виде вращающейся на штоке 37 или в корпусе 33 кодовой втулки 45 со сквозными или глухими фигурными пазами 46 под ограничитель 47, соответственно, в корпусе 33 или на штоке 37 (например, см. фиг.13, 18).The controlled element of the cut-off (option 1-3) either directly (Fig. 18) or through the stem 37 (Figs. 9-17, 19-21) is interconnected with a locking assembly made in the form of a saddle supporting 38 and above or below it a stop valve 39 of any design (Figs. 9-11, 14-17, 19-21), or in the form of a cylinder 40 and a valve plug 41 in it (Figs. 12, 13, 18). In the shut-off valve, the piston 34 or the bellows 35, or the shutter 39, 41 is spring-loaded with a predetermined spring force 42 and / or the charging pressure 43 of the bellows 35 by the compressed gas through the charging unit 44. In addition, the shut-off valve, in a particular case, is equipped with a control mechanism (for fixing the position of the controlled element) in the form of a code sleeve 45 rotating on the stem 37 or in the housing 33 with through or blind shaped grooves 46 under the stop 47, respectively, in the housing 33 or on the stem 37 (for example, see Figs. 13, 18).

На фигуре 6 (вариант 2) запорный узел (например, выполненный в виде подпружиненного затвора упорного 39 под седлом опорного 38) отделен от управляемого элемента (например, выполненный в виде поршня 34 со штоком). При этом запорный узел установлен выше или ниже пакера 3 заранее до спуска в скважину 1 электропогружного насосного агрегата 7, а управляемый элемент - соединен гидравлически снизу с полым хвостовиком 23 и спущен в скважину 1 одновременно с электропогружным насосным агрегатом 7 до глубины взаимодействия его с запорным узлом.In figure 6 (option 2), the locking assembly (for example, made in the form of a spring-loaded stop valve 39 under the saddle of the supporting 38) is separated from the controlled element (for example, made in the form of a piston 34 with a rod). In this case, the shut-off unit is installed above or below the packer 3 in advance before the electric submersible pump unit 7 is lowered into the well 1, and the controlled element is hydraulically connected from below to the hollow shank 23 and lowered into the well 1 simultaneously with the electric submersible pump unit 7 to the depth of its interaction with the shut-off unit .

В отсекателе может быть выполнен затвор упорный 39 с внутренним уравнительным конусом 48 (фиг.21), размещенным в осевом канале 49 затвора 39, а корпус 33 с эксцентричным каналом 50 (фиг.10, 11, 16, 17, 19, 20), соединяющим забой пласта 2 с полостью над или под седлом опорным 38. При этом, диаметр затвора упорного 39 в седле опорном 38 или диаметр уравнительного конуса 48 внутри затвора упорного 39 выполнен равным эффективному диаметру сильфона 35. Кроме того, затвор упорный 39 если имеет диаметр больше, чем эффективный (средний) диаметр сильфона 35, то он снабжается компенсатором 51 с равнозначным диаметром в виде поршня с уравнительным каналом 52, связывающим гидравлически между собой две полости корпуса 33 под компенсатором 51 и над седлом опорным 38 (фиг.11, 16, 17, 19). Причем затвор упорный 39, над или под седлом опорным 38, имеет заданный ограниченный рабочий ход, обеспечивающий при открытом запорном узле сужение потока флюида пласта в кольцевом пространстве между седлом опорным 38 и затвором упорным 39.A stop valve 39 can be made in the shut-off device with an internal equalizing cone 48 (Fig. 21) located in the axial channel 49 of the shutter 39, and the housing 33 with an eccentric channel 50 (Fig. 10, 11, 16, 17, 19, 20), connecting the bottom of the formation 2 with a cavity above or below the saddle supporting 38. In this case, the diameter of the stop of the stop 39 in the saddle of the support 38 or the diameter of the equalizing cone 48 inside the stop of the stop 39 is made equal to the effective diameter of the bellows 35. In addition, the stop of the stop 39 if it has a diameter larger than the effective (average) diameter of the bellows 35, then it is supplied with a comp a sensor 51 with an equivalent diameter in the form of a piston with an equalization channel 52, hydraulically interconnecting the two cavities of the housing 33 under the compensator 51 and above the saddle supporting 38 (Fig. 11, 16, 17, 19). Moreover, the stop valve 39, above or below the seat support 38, has a predetermined limited stroke, which ensures, when the shut-off unit is open, a narrowing of the formation fluid flow in the annular space between the seat 38 and the stop valve 39.

Система (вариант 1-3), в частном случае, снабжается обратным (съемным или не съемным) клапаном 53 ниже пакера 3, чтобы перед извлечением УЭЦН 7 и отсекателя 5 глушить скважину 1 при закрытом обратном клапане 53 (осевом или боковом) и не дать возможности попадания раствора в низкий продуктивный пласт 2 с целью сохранения его приточных характеристик.The system (option 1-3), in a particular case, is equipped with a non-return (removable or non-removable) valve 53 below the packer 3, so that before removing the ESP 7 and cut-off 5, plug the well 1 with the non-return valve 53 closed (axial or side) and not allow the possibility of getting the solution into a low reservoir 2 in order to maintain its supply characteristics.

Система работает следующим образом. Ее спускают в скважину 1 согласно фигурам 1-8. При этом отсекатель 5 находится в закрытом положении от пластового (забойного - Рзаб, статического - Рн) давления в скважине 1. После монтажа скважины 1 электропогружной насосный агрегат 7 (УЭЦН) запускается в работу. При этом достигается заданное значение динамического давления на выходе (Рнкт) электропогружной установки 7.The system operates as follows. It is lowered into the well 1 according to figures 1-8. In this case, the cutoff 5 is in the closed position from the reservoir (bottomhole - Rzab, static - Rn) pressure in the well 1. After the well 1 is installed, the electric submersible pump unit 7 (ESP) is put into operation. When this is achieved, the set value of the dynamic pressure at the outlet (Rct) of the electric submersible installation 7.

В системе по варианту 1 и 2 динамическое давление на выходе УЭЦН через гидравлический канал 13 и полый хвостовик 23 действует в рабочей камере 36 и обеспечивает открытие отсекателя 5 с перемещением в одну сторону поршня 34 или сильфона 35 с затвором 39 или 41. А закрытие отсекателя 5 происходит с перемещением в другую сторону поршня 34 или сильфона 35 с затвором 39 или 41 (под усилием пружины 42 и/или давления зарядки сильфона 35), при остановке (по какой либо причине) работы электропогружной установки 7 и достижении вследствие заданного или статического давления на ее выходе. Здесь если скважина 1 оснащена дополнительной колонной труб 21, то отсекатель 5 открывается при целенаправленном создании и поддерживании заданного избыточного давления в одной колонне труб 21 (фиг.4) или 6 (фиг.5), а значит и через гидравлический канал 13 и полый хвостовик 23 в рабочей камере 36 отсекателя 5. А последний 5 закрывается при стравливании избыточного давления из колонны труб 21 или 6. В системе по варианту 1 и 2, если отсекатель 5 снабжен регулирующим механизмом, то он функционирует по принципу действия авторучки (фиг.13, 18), а именно закрывается и открывается поочередно от каждого заданного кратковременного увеличения и затем уменьшения избыточного давления в колонне труб 6 или 21, то есть, при увеличении избыточного давления управляемый элемент, например, поршень 34 с затвором 41 переходит от одного фиксированного - верхнего крайнего или среднего положения, до нефиксированного - нижнего положения, и, наоборот, при уменьшении заданного избыточного давления управляемый элемент переходит, соответственно, до другого фиксированного - среднего или верхнего крайнего положения.In the system according to option 1 and 2, the dynamic pressure at the outlet of the ESP through the hydraulic channel 13 and the hollow shank 23 acts in the working chamber 36 and provides for the opening of the shutter 5 with one-way movement of the piston 34 or bellows 35 with a shutter 39 or 41. And closing the shutter 5 occurs with the piston 34 or bellows 35 being moved to the other side with the valve 39 or 41 (under the force of the spring 42 and / or charging pressure of the bellows 35), when the electro-submersible installation 7 stops (for some reason) and due to a given or static pressure laziness at her exit. Here, if the well 1 is equipped with an additional column of pipes 21, the shut-off device 5 opens when the pressure is created and maintained in a specific way in one pipe string 21 (Fig. 4) or 6 (Fig. 5), and therefore through the hydraulic channel 13 and the hollow shaft 23 in the working chamber 36 of the shut-off device 5. And the last 5 is closed when the overpressure is vented from the pipe string 21 or 6. In the system according to option 1 and 2, if the shut-off device 5 is equipped with a regulating mechanism, it operates according to the principle of the action of a fountain pen (Fig. 13, 18), namely closing and opens alternately from each given short-term increase and then decrease in excess pressure in the pipe string 6 or 21, that is, when the overpressure increases, a controllable element, for example, a piston 34 with a shutter 41 moves from one fixed - upper end or middle position, to non-fixed - lower position, and, conversely, when the specified excess pressure decreases, the controlled element moves, respectively, to another fixed - middle or upper extreme position.

В системе по варианту 3 (фиг.7, 8) сильфон 35 отсекателя 5 находится, с одной стороны, под заданным давлением зарядки газа 43 (фиг.15, 16, 19 -21) и/или усилием пружины 42 (фиг.17), а с другой стороны - только под давлением уровня жидкости в скважине 1, а значит и под давлением на входе электропогружной установки 7. Здесь при запуске электропогружной установки 7 и снижении до заданного значения уровня жидкости в скважине 1, отсекатель 5 открывается для эксплуатации пласта 2, а в случае остановки электропогружной установки 7 и роста уровня жидкости в скважине 1, он закрывается, поскольку на эффективную площадь сильфона 35 с одной стороны действует заданное давление зарядки газа 43 и/или усилие пружины 42, а с другой стороны - давление уровня жидкости в скважине 1.In the system of embodiment 3 (Figs. 7, 8), the bellows 35 of the shut-off device 5 is, on the one hand, under a predetermined gas charging pressure 43 (Figs. 15, 16, 19-21) and / or spring force 42 (Fig. 17) and, on the other hand, only under the pressure of the liquid level in the well 1, and therefore under the pressure at the inlet of the electric submersible installation 7. Here, when starting the electric submersible installation 7 and lowering to the specified value of the liquid level in the well 1, the shut-off device 5 opens for the formation 2 , and in the case of stopping the electric submersible installation 7 and the growth of the liquid level in the well 1, he it closes because the effective pressure of the gas charging 43 and / or the force of the spring 42 acts on the effective area of the bellows 35 and, on the other hand, the pressure of the liquid level in the well 1.

Таким образом, отсекатель 5 позволяет во всех случаях (вариант 1-3), без глушения пласта 2, поднимать и спускать в скважину 1 электропогружной насосный агрегат 7. Это позволяет сохранить приточные характеристики малопроизводительных пластов скважин при их остановке на ремонт УЭЦН и, соответственно, увеличить добычу нефти по ним.Thus, the cutoff 5 allows in all cases (option 1-3), without killing the formation 2, to raise and lower the electric submersible pumping unit 7 into the well 1. This allows you to maintain the inflow characteristics of low-productivity well strata when they are stopped for repair of ESP and, accordingly, increase oil production on them.

Claims

1. A shut-off system for a pump well, including equipping the well with at least one packer, without or with a check valve below it, connected directly or through one or more pipes, with a cut-out landing nipple, lowering and lifting the electric submersible pump pipe unit, while the shut-off valve is made of hydraulic action and consists, at least, of a lock, a housing with inlet and outlet passage channels, sealing cuffs, a controlled element and a locking unit, characterized in that on, to control hydraulically through a pipe string a cutter located above the packer and below the electric submersible pumping unit for extracting fluid from at least one formation, is provided with a hollow shank hydraulically connected from below to a controlled shut-off element, and from above to a pipe string cavity above electric submersible pump unit, for which the pipe string and hollow shank, respectively, above and below the electric submersible pump unit, are equipped with axial or eccentric upper and lower couplings made with impact bends interconnected by a hydraulic channel passing near the electric submersible pump unit, the upper coupling, without or with an emergency shutter for its removal of impact, is made either with a through axial channel for fluid movement hydraulically communicated with the impact bend, or with a through non-axial channel for fluid movement and a non-through axial landing channel hydraulically connected with a tap, or with a through axial channel for fluid movement not communicated hydraulically with an impact tap, in this case, if the upper coupling is made with a landing axial channel, then the separator of two cavities on an additional pipe string of smaller diameter, without or with a side check valve, is lowered, and the lower coupling, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible pump unit, hydraulically connected to its telemetry, in addition, the hollow shank, without or with a bypass block, is equipped with a disconnector from the bottom, either without or with a descent tool, while the cutter, respectively, or lowered into well and installed in the landing nipple separately before the electric submersible pump unit is lowered into the well, or lowered into the well on the drain tool under the hollow shaft and placed in the landing nipple when the electric submersible pump unit is lowered on the pipe string, while the disconnector under the hollow shaft is not rigid but tight , is connected to the cutter or its controlled element, or the landing nipple, in addition, the cutter with the lock is equipped with a pressure equalizer, and its sealing cuffs are installed either below, either lower and higher than the outlet passage channel, as well as the housing and the controlled element of the cut-off, form a working chamber connected hermetically through a hollow shank and a hydraulic channel to the cavity of the pipe string or an additional pipe string above the electric submersible pump unit, the controllable element being made in the form of a piston or plunger or bellows, without or with filled compressed gas through the charging unit, with the ability to open and close the shut-off unit, respectively, when starting and stopping the electric submersible pump unit, or when deliberately creating and bleeding a given excess pressure in an additional pipe string or pipe string, the locking unit is made in the form of a support saddle and a stop valve of any design above or below it, or in the form of a cylinder and a plunger shutter in it moreover, the piston or bellows, or the valve is spring-loaded with a predetermined force, in addition, the shut-off device is made either without or with an adjusting mechanism to fix the position of the controlled element, in the form of a code rotating on the rod or in the case second sleeve with through or blind curly notches under the stopper, respectively, in the housing or on the stem.

2. A shut-off system for a pump well, including equipping the well with at least one packer, without or with a check valve below it, connected directly or through one or more pipes with a shut-off device, lowering and raising the electric pipe submersible pump unit on the pipe string, This shut-off valve is made of hydraulic action and consists, at least, of a controlled element and a locking unit, characterized in that it, for hydraulically controlled through a pipe string, is a cut-off device located below the electric submersible of the pumping unit for producing fluid from at least one formation is provided with a hollow shaft, hydraulically connected from below to the controllable cut-off element, and above to the cavity of the pipe string above the electric submersible pumping unit, for which the pipe string and hollow shank are respectively higher and lower than the electric submersible pump unit are equipped with axial or eccentric upper and lower couplings, made with taps, interconnected by a hydraulic channel passing near the electric submersible pump an assembly, the upper coupling, without or with an emergency shutter for its removal of impact, is made either with a through axial channel for fluid movement, hydraulically communicated with a withdrawal of impact, or with a through non-axial channel for fluid movement and a non-through axial landing channel, hydraulically communicated with a tap of the impact, or with a through axial bore, for fluid movement, hydraulically not communicated with a tap, while if the upper coupling is made with the axial bore, then a separator of two cavities is launched on an additional pipe string of a smaller diameter, without or with a side check valve, and the lower coupling, in the case of measuring the pressure at the outlet of the electric submersible pump unit, is hydraulically connected to its telemetry, in addition, the shut-off unit of the shut-off device is located above or below the packer and is separated from the controllable element hydraulically connected from below to the hollow shank, moreover, the locking assembly consists of at least a housing and inside its saddle supporting and below it a spring-loaded shutter of any design, and the controlled element consists of at least a cylinder and inside its movable piston or plunger, or bellows with a rod, and is configured to open and close the locking unit, respectively, when starting and stopping the electric submersible pump unit, or purposefully creating and venting a predetermined overpressure in an additional pipe string or pipe string.

3. A shut-off system for a pump well, including equipping the well with at least one packer, without or with a check valve below it, connected directly or through one or more pipes, with a cut-out landing nipple, lowering and lifting the electric submersible pump pipe unit, wherein the shut-off device consists of at least a lock, a housing with inlet and outlet passage channels, sealing cuffs, a controlled element, a rod and a locking unit, characterized in that, for controlling the cutter, a guide equivalent action from a given level of fluid in the well, the cutoff with a lock or its landing nipple is equipped with a pressure equalizer, and the controlled shut-off element is made in the form of a gas-charged and / or spring-loaded bellows, and the locking assembly is made in the form of a support saddle and a persistent shutter shutter , without or with an internal equalizing cone, with a position independent of the pressure at the inlet of the cutter, and hence the bottomhole pressure of the reservoir, as well as the cutter body made with an eccentric channel connecting the a stratum with a cavity above or below the saddle supporting, while either the diameter of the stop of the stop in the saddle of the support or the diameter of the equalizing cone inside the stop of the stop is made equal to the effective diameter of the bellows, or the stop of the stop is equipped with a compensator with an equal diameter in the form of a piston with an equalizing channel that connects hydraulically between there are two body cavities under the compensator and above the supporting saddle, and the persistent shutter above or below the supporting saddle has a predetermined limited working stroke, providing when the shut-off is open the site of the narrowing of the flow of formation fluid in the annular space between the support seat and the stop valve, while the electric submersible pump unit is lowered into the well either without or with a liner equipped with a tool for lowering and / or lifting, and, accordingly, the cutter is either lowered into the well and installed separately in the landing nipple before the electric submersible pump unit is lowered into the well, or lowered into the well on the tool for lowering and / or lifting under the liner and installed in the landing nipple when the electric submersible pump unit.