RU2702187C1 - Deep-well pumping unit for oil producing (versions) - Google Patents

Deep-well pumping unit for oil producing (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2702187C1
RU2702187C1 RU2019100276A RU2019100276A RU2702187C1 RU 2702187 C1 RU2702187 C1 RU 2702187C1 RU 2019100276 A RU2019100276 A RU 2019100276A RU 2019100276 A RU2019100276 A RU 2019100276A RU 2702187 C1 RU2702187 C1 RU 2702187C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
cavity
pump
oil
sensors
Prior art date
Application number
RU2019100276A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Сергеевич Николаев
Original Assignee
Олег Сергеевич Николаев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Олег Сергеевич Николаев filed Critical Олег Сергеевич Николаев
Priority to RU2019100276A priority Critical patent/RU2702187C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2702187C1 publication Critical patent/RU2702187C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00Pumping installations or systems
    • F04D13/12Combinations of two or more pumps
    • F04D13/14Combinations of two or more pumps the pumps being all of centrifugal type

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: group of inventions relates to mining and can be used for production of oil from deep seams. In compliance with first version, proposed plant comprises flow string, two-way submersible motor (SM), equipped with telemetry system, with centrifugal pumps (CP), power supply cable SM, a bottom-hole packer separating the upper and lower oil-bearing formations, connected to the shank equipped with a filter, for extracting liquid from the lower formation, a support packer with a cable entry, forming an inter-packer cavity, and a unit for controlling flows and accounting for extracted liquids (CAFU), containing reservoir fluids parameters monitoring sensors and controlled electric valves (CEV), installed in separate channels and connected by communication cable of telemechanical system with instrumentation on panel of control station. CAFU is connected to lower CP two-channel branch pipe fixed in the support packer, which is connected to the shank end with the nipple connection. Upper CP comprises several sections of series pressure increase of borehole fluid for lifting over the flow column to surface. In second version CAFU consists of two detachable parts. Upper part is connected to lower part CP two-channel branch pipe with possibility of rotation in diametric plane. In upper part CAFU there are sensors for monitoring parameters of extracted liquids and electric drives CEV, and in the lower part – reservoir fluids parameter monitoring sensors and CEV, controlled by electric drives from upper part of drive shafts with spring-loaded cam clutches with reciprocating movement of screw pair and compensation of axial deviations during docking. Both parts CAFU jointed with a nipple joint equipped with a centering adapter for separate channels and cam clutches, in which receiving-transmitting assemblies of cable connector of communication cables are fixed. In third version, plant comprises CP with one-sided SM. Outlets of separate channels of upper part CAFU are combined by offtake header with branch pipe, movably connected with CP.
EFFECT: technical result consists in improvement of flow rate and quality of extracted oil.
3 cl, 3 dwg

Description

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для добычи скважинной жидкости из глубоко расположенных нефтеносных пластов одной скважиной.The group of inventions relates to the field of mining, in particular, to oil production and can be used to produce well fluid from deeply located oil-bearing strata in a single well.

Известна система регулирования дебита скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, закрепленных в обсадной трубе посредством пакеров. Каналы снабжены золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчика измерения параметра флюида, установленного в каждом канале и функционально связанного с процессором автоматического управления клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Трубчатые элементы закреплены в обсадной трубе верхним пакером, а входами соединены с муфтой направления раздельных потоков по разным каналам из разных пластов, которая центральным каналом соединена посредством хвостовика с заборщиком продукта из нижнего пласта скважины, закрепленным в обсадной трубе нижним пакером. Блок раздельной подачи и учета соединен патрубком с электроприводом погружного центробежного насоса, в котором помещен кабель связи для управления клапанами от кабеля электропитания и управления, связывающей электропривод насоса с пунктом электропитания и управления скважины. (Патент RU 2482267 С2. Система регулирования дебита скважины. - МПК: Е21В 43I12. - 20.05.2013).A well-known system for controlling the flow rate of a well containing several tubular elements fixed in the casing by means of packers. The channels are equipped with slide valves with electric actuators of control and a sensor for measuring the fluid parameter installed in each channel and functionally connected to the automatic valve control processor in accordance with the information received from the sensor. The tubular elements are fixed in the casing by the upper packer, and the inputs are connected to a separate flow direction coupling through different channels from different reservoirs, which is connected by a central channel to the product intake from the lower hole of the well and secured to the casing by the lower packer. The separate feed and metering unit is connected by a nozzle to the electric drive of a submersible centrifugal pump, in which a communication cable for controlling valves from the power supply and control cable that connects the pump's electric drive to the power supply and well control station is placed. (Patent RU 2482267 C2. Well production rate control system. - IPC: Е21В 43I12. - 05.20.2013).

Известна установка, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, двухсторонний погружной электродвигатель, герметически соединенный с электрическим кабелем, который приводными валами с обеих сторон соединен с верхним и нижним центробежными насосами. Верхний центробежный насос содержит несколько секций с возможностью последовательного повышения давления жидкости для подъема ее по колонне лифтовых труб и соединен снизу с приемным модулем, выполненным с боковыми каналами входа жидкости из верхнего пласта и нижнего центробежного насоса, и сообщающийся выходом с колонной лифтовых труб. Ствол пакера снизу соединен хвостовиком с приемным фильтром жидкости из нижнего пласта, а сверху - с входом нижнего центробежного насоса, последний снабжен выходным модулем, пристыкованным к низу погружного электродвигателя. Внутри выходного модуля размещены нижние приводной вал и устройство гидрозащиты электродвигателя. Приемный модуль верхнего центробежного насоса дополнительно снабжен скважинным фильтром и пристыкован к электродвигателю сверху. Внутри приемного модуля размещены верхние приводной вал и устройство гидрозащиты электродвигателя. Верхний центробежный насос выбран с производительностью, по меньшей мере, равной суммарному дебиту обоих пластов скважины при равной частоте вращения приводных валов электродвигателя. (Патент RU 2546685 С2. Глубиннонасосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. - МПК: Е21В 43I14, F04D 13I14. - 20.06.2014).A known installation containing a column of elevator pipes, a packer, disconnecting the upper and lower layers in the well, a two-sided submersible electric motor, hermetically connected to the electric cable, which is connected by drive shafts on both sides to the upper and lower centrifugal pumps. The upper centrifugal pump contains several sections with the possibility of successively increasing the pressure of the liquid for lifting it along the column of elevator pipes and is connected from below to a receiving module made with lateral channels of liquid inlet from the upper reservoir and the lower centrifugal pump and communicating with the output from the column of elevator pipes. The trunk of the packer is connected at the bottom by a liner with a receiving fluid filter from the lower layer, and above - with the entrance of the lower centrifugal pump, the latter is equipped with an output module docked to the bottom of the submersible motor. Inside the output module are located the lower drive shaft and the hydraulic motor protection device. The receiving module of the upper centrifugal pump is additionally equipped with a downhole filter and is docked to the motor from above. Inside the receiving module, the upper drive shaft and the hydraulic motor protection device are located. The upper centrifugal pump is selected with a capacity of at least equal to the total flow rate of both layers of the well at an equal speed of the drive shafts of the electric motor. (Patent RU 2546685 C2. A deep pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in one well. - IPC: Е21В 43I14, F04D 13I14. - 06/20/2014).

Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, состоящая из двух блоков внутрискважинно-го оборудования. Первый блок содержит забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами с противоположным направлением якорных плашек, соединенные насосно-компрессорными трубами (НКТ). К стволу забойного пакера снизу присоединена НКТ с воронкой на конце. Опорный пакер оснащен снизу муфтой радиального течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены внутренний и наружный трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения. Снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик для забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого с манжетами подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами трубчатых элементов. Второй блок содержит колонну НКТ, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, связанным силовым кабелем с пунктом электропитания, и блок регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ), снабженный снизу ниппельными трубчатыми элементами раздвижного соединения с уплотнительными манжетами, образующими при сочленении трубчатых элементов раздвижное трубное соединение с коаксиальными каналами. БРПУ содержит регулировочные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с межтрубным надпакерным пространством, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи и кабельным разъемом с панелью управления, пропущенным через окно муфты для ввода кабеля связи из межтрубного надпакерного пространства, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов через запорные седла регулировочных клапанов, и блок телеметрической системы (ТМС) для измерения параметров пластовых флюидов и пластов, размещенный между электроприводом ЭЦН и БРПУ, соединенный кабелем связи с панелью управления. Силовой кабель и кабель связи пропускаются через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры с последующей герметизацией и соединены с пунктом электропитания и панелью управления. Колонна НКТ содержит подгоночный патрубок, который герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43I14. - 10.09.2015). Данная скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины принята за прототип.A well-known pumping unit for simultaneous and separate operation of a two-layer well, consisting of two blocks of downhole equipment. The first block contains downhole and support packers, equipped with anchor devices with the opposite direction of the anchor rams, connected by tubing. A tubing with a funnel at the end is attached to the bottomhole packer trunk from the bottom. The support packer is equipped with a radial flow sleeve at the bottom, the radial channels of which communicate with the upper wellbore through the interpacker space, and a direct-flow coupler with longitudinal flow channels is installed on top of the support packer, on which the inner and outer tubular elements with sockets of the sliding pipe connection are sealed. At the bottom of the direct-flow coupling, in its central hole, a shank is fixed for sampling the formation fluid from the lower reservoir, the free end of which with cuffs is movably located in the central hole of the radial flow coupling, forming coaxial channels communicating with the support packer barrel through the direct-flow coupling with the corresponding channels of tubular elements. The second block contains a tubing string, an electric drive centrifugal pump (ESP) with a frequency-controlled electric drive, a power cable connected to a power point, and a flow control and fluid metering unit (BRPU), equipped with bottom nipple tubular elements for sliding connection with sealing cuffs that form during articulation tubular elements sliding pipe connection with coaxial channels. BRPU contains control valves located in separate channels communicating through windows with an annular annular space, equipped with slide valves with electric actuators and fluid measurement sensors, functionally connected by a communication cable and a cable connector with a control panel, passed through the coupling window for inputting a communication cable from annular annular space, with the ability to control the flow of reservoir fluids through the locking seats of the control valves, and the body unit metric system (TMS) for measuring the parameters of reservoir fluids and reservoirs, placed between the electric drive ESP and BRPU, connected by a communication cable to the control panel. The power cable and communication cable are passed through the cable entry of the wellhead faceplate, followed by sealing, and are connected to the power point and the control panel. The tubing string contains a fitting pipe, which is hermetically connected to the faceplate and secured to the production string flange. (Patent RU 2562641 C2. Method for simultaneous and separate operation of a two-layer well and a downhole pumping unit for its implementation. - IPC: Е21В 43I14. - 09/10/2015). This downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of a two-layer well is adopted as a prototype.

Недостатком известных технических решений является способность гидродинамического сообщения скважинной жидкости из надпакерной полости с нефтеносными пластами скважины, вызываемого депрессией и, как следствие, происходит кольматаж пластов, а также сложность краткосрочного глушения скважин, что снижает качество извлекаемой нефти и эффективность эксплуатации нефтедобывающих скважин.A disadvantage of the known technical solutions is the ability of the hydrodynamic communication of the wellbore fluid from the over-packer cavity with the oil-bearing strata of the well, caused by depression and, as a result, the formation of muds occurs, as well as the difficulty of short-term well killing, which reduces the quality of the recovered oil and the efficiency of the operation of oil producing wells.

Основной задачей является повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин за счет купирования депрессии и снижения кольматажа нефтеносных пластов путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на депрессивные нефтеносные пласты скважины, а также временного накапливания пластовой нефти до определенного давления в скважине и возможность краткосрочного глушения скважин при демонтаже установки.The main objective is to increase the efficiency of oil production wells by stopping depression and reducing the clogging of oil-bearing strata by cutting off the hydrodynamic effects of the above-packer borehole fluid on depressed oil-stratum boreholes, as well as temporarily accumulating reservoir oil to a certain pressure in the borehole and the possibility of short-term killing of wells during installation dismantling.

Техническим результатом является повышение дебита и качества извлекаемой нефти, снижение кольматажа вследствие купирования депрессии нефтеносных пластов скважины и возможность краткосрочного глушения скважин при демонтаже установки.The technical result is an increase in the flow rate and quality of the recoverable oil, a reduction in clogging due to relief of the depression of the oil-bearing strata of the well and the possibility of short-term jamming of the wells during dismantling of the installation.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, в первом варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в меж-трубную полость, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель питания электродвигателя, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, согласно предложенному техническому решению, установка снабжена опорным пакером с кабельным вводом, образующим с выше упомянутым пакером межпакерную полость, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, содержащим датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые электроприводные клапана, установленные в обособленных каналах блока и связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления, и соединенным с нижним насосом двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом с нижним насосом и одним из обособленных каналов, сопряженный герметичным ниппельным соединением с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, а другим - с надпакерной полостью через окна, выполненные в стенке патрубка выше опорного пакера, и межпакерной полостью, через второй обособленный канал блока.The specified technical result is achieved by the fact that, in the known deep-well pumping oil production installation, in the first embodiment, comprising a string of lift pipes, a packer disconnecting the upper and lower oil reservoirs in the well, connected to the liner to extract fluid from the lower reservoir, a two-sided submersible motor equipped with a telemetry system, connected by drive shafts to the upper and lower centrifugal pumps, while the lower pump is equipped with an outlet module for the liquid to enter the inter-pipe th cavity, and the upper one communicates with the column of lift pipes and is equipped with a receiving module for fluid intake from the annular cavity, a power cable for the electric motor, and the upper pump contains several sections for successively increasing the pressure of the borehole fluid to lift it to the surface along the column of lift pipes, as proposed to a technical solution, the installation is equipped with a support packer with a cable entry forming an interpacker cavity with the above-mentioned packer, and a flow control unit and metering liquids containing sensors for monitoring parameters of formation fluids and adjustable electric actuator valves installed in separate channels of the unit and connected by a telemechanical system with instrumentation on the control station panel and connected to the lower pump by a two-channel nozzle sealed in a reference packer, communicating with one channel with the lower pump and one of the separate channels, coupled with a tight nipple connection with the shank to extract fluid from the bottom fin, and the other - with nadpakernoy cavity through a window formed in the tube wall above the packer support and mezhpakernoy cavity through a second separate channel block.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, во втором варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в межтрубную полость скважины, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель, герметически соединенный с электродвигателем, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, согласно предложенному техническому решению, установка дополнительно снабжена опорным пакером, образующим с выше упомянутым пакером межпакерную полость, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, состоящим из двух сопрягаемых частей с разъемными обособленными каналами, верхняя часть которого соединена с нижним насосом двухканальным патрубком с возможностью поворота в диаметральной плоскости, сообщающимся входами с обособленными каналами блока и выходами с нижним насосом и надпакерной полостью через окна в стенке патрубка, а нижняя часть блока - с хвостовиком вторым двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся выходами с обособленными каналами, а входами - с межпакерной полостью и хвостовиком, для чего в обособленных каналах верхней части блока размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней части - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапана, связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов, при этом в соединяемых частях блока закреплены прием-но-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.The specified technical result is achieved by the fact that, in the well-known deep-pumping oil production installation, in the second embodiment, comprising a column of lift pipes, a packer disconnecting the upper and lower oil reservoirs in the well, connected to the liner to extract fluid from the lower reservoir, a two-sided submersible motor equipped with a telemetry system, connected by drive shafts to the upper and lower centrifugal pumps, while the lower pump is equipped with an exhaust module for the exit of fluid into the annulus well cavity, and the upper one communicates with the column of elevator pipes and is equipped with a receiving module for fluid intake from the annular cavity, a power cable hermetically connected to the electric motor, and the upper pump contains several sections for successively increasing the pressure of the well liquid to lift it to the surface along the elevator column pipes, according to the proposed technical solution, the installation is additionally equipped with a support packer, forming an interpacker cavity with the above-mentioned packer, and a control unit drains and metering of recoverable liquids, consisting of two mating parts with detachable separate channels, the upper part of which is connected to the lower pump by a two-channel nozzle with the possibility of rotation in the diametrical plane, communicating with the inputs with the separate channel of the block and the outputs with the lower pump and the packer cavity through the windows in the wall pipe, and the lower part of the block with the shank of the second two-channel pipe sealed in the support packer, communicating with the outputs with separate channels, and the input and - with an interpacker cavity and a shank, for which purpose in the separate channels of the upper part of the block there are sensors for monitoring the parameters of the extracted fluids and electric actuators of the adjustable valves, and in the lower part there are sensors for monitoring the parameters of the formation fluids and adjustable valves connected by a telemechanical system to control and measuring instruments on control station panels and controlled by electric drives from the upper part of the block with drive shafts equipped with spring-loaded cam couplings with the possibility of transferring walkable valves of the reciprocating axial movement of the screw pair and compensation of deviations of the drive shafts when they are joined, and both parts of the block are joined together by a tight nipple connection using the centralizer of the connection of the separate channels and cam couplings of the drive shafts of the adjustable valves, while in the connected parts of the block are fixed reception transmitting cable connector assemblies for telemechanical system communication cables for transmitting measurement results by telemetry sensors to the control station commands and valve control in the opposite direction.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, в третьем варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, электроприводной центробежный насос с односторонним погружным электродвигателем, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем со станцией управления, блок регулирования потоков и учета извлекаемой жидкости, содержащий датчики контроля параметров пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и регулируемые электроприводные клапана, связанные телемеханической системой и установленные в обособленных каналах блока, сообщающихся, с одной стороны, с приемным модулем насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, кабели связи, соединенные с приемно-передающими сборками кабельного разъема для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на панель с контрольно-измерительными приборами и станцию управления и команд управления электроприводными клапанами в обратном направлении, опорный пакер, соединенный с подводящим патрубком блока, и забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты в скважине, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, согласно предложенному техническому решению, блок регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей состоит из двух соединяемых частей с разъемными обособленными каналами, в верхней части которых размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапана, управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов поворотом верхней части в диаметральной плоскости относительно насоса, при этом выходы обособленных каналов верхней части блока объединены отводным коллектором, сообщающимся через радиальные окна с надпакерной полостью, соединенный с насосом патрубком, внутри которого размещен кабель связи блока телеметрии электропривода насоса с датчиками контроля параметров извлекаемых пластовых жидкостей и электроприводами регулируемых клапанов, а нижняя часть блока соединена с хвостовиком двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом через хвостовик с нижним пластом, и другим - с межпакерной полостью скважины, при этом в соединяемых частях блока закреплены приемно-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.The specified technical result is achieved by the fact that, in the well-known deep-well oil pumping installation, in the third embodiment, comprising a column of lift pipes, an electric drive centrifugal pump with a one-way submersible electric motor equipped with a telemetry unit, connected by a power cable to the control station, a flow control and metering unit recoverable fluid containing sensors for monitoring parameters of formation fluids with instrumentation on the control station panel and are adjustable electric actuator valves connected by a telemechanical system and installed in separate channels of the unit, communicating, on the one hand, with the receiving module of the pump through radial windows and the packer cavity, and on the other, with oil-bearing strata of the well, communication cables connected to the receiving and transmitting cable assemblies a connector for transmitting the measurement results by telemetry sensors to a panel with instrumentation and a control station and commands for controlling electric actuator valves in the opposite direction, reference the first packer connected to the supply pipe of the block, and the bottomhole packer, separating the oil reservoirs in the well, connected to the liner for extracting fluid from the lower reservoir, according to the proposed technical solution, the flow control and metering of recoverable fluids consists of two connected parts with detachable separate channels in the upper part of which there are sensors for monitoring the parameters of recoverable liquids and electric actuators of adjustable valves, and in the lower part there are sensors for monitoring the parameters of reservoir fluids and adjustable valves controlled by electric drives from the upper part of the unit with drive shafts equipped with spring-loaded cam couplings with the possibility of transmitting to the adjustable valves reciprocating axial movement by a screw pair and compensating for deviations of the drive shafts when they are joined, both parts of the unit are joined together by a tight nipple connection to using a centralizer for joining separate channels and cam couplings of the drive shafts of the adjustable valves by turning the upper part to a diameter a plane plane relative to the pump, while the outputs of the separate channels of the upper part of the block are connected by a drain manifold communicating through radial windows with a puffer cavity connected to the pump by a pipe, inside which there is a communication cable of the telemetry unit of the pump electric drive with sensors for controlling parameters of recoverable formation fluids and electric valves of adjustable valves and the lower part of the block is connected to the shank by a two-channel nozzle hermetically fixed in the support packer, communicating alone passage through the shank to the lower reservoir, and the other - with the well mezhpakernoy cavity, while in the connected parts of the block are fixed transceivers assembly of the cable connector connection cables telecontrol system for transmitting telemetry sensors measuring results to the control station and valve control commands in the opposite direction.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов глубиннонасосной нефтедобывающей установки, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant has made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed options for a deep pump oil production unit. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых вариантов технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых вариантов технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые варианты технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The results of the search for known solutions in this technical field in order to identify features that match the distinctive features of the claimed variants of the technical solutions from the prototype have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed variants of the technical solutions provided for by the essential features on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed options for technical solutions meet the condition of patentability "inventive step".

Заявленные варианты глубиннонасосной нефтедобывающей установки могут быть эффективно использованы на нефтедобывающих скважинах с глубоко расположенными нефтеносными пластами. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed variants of the deep pump oil production unit can be effectively used in oil wells with deep oil strata. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "industrial applicability".

На фиг. 1 показана компоновка предлагаемой глубиннонасосной нефтедобывающей установки с двухсторонним ЭЦН и БРПУ, первый вариант; на фиг. 2 - то же, с двухсторонним ЭЦН и разъемным БРПУ, второй вариант; на фиг. 3 - то же, с разъемным БРПУ и односторонним ЭЦН, третий вариант.In FIG. 1 shows the layout of the proposed deep pump oil production installation with a double-sided ESP and BRPU, the first option; in FIG. 2 - the same, with a two-sided ESP and a detachable BRPU, the second option; in FIG. 3 - the same, with a detachable ballistic control unit and a one-sided ESP, the third option.

Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, в первом варианте, содержит колонну лифтовых труб 1, двухсторонний погружной электродвигатель (ПЭД) 2, снабженный системой телеметрии 3, с приводными валами верхнего 4 и нижнего 5 центробежных насосов (ЦН), последний снабжен выпускным модулем 6 с боковыми каналами для выхода жидкости в надпакерную полость 7, а верхний ЦН 4 сообщается с колонной лифтовых труб 1 и соединен с входным модулем 8, выполненным с боковыми каналами для забора жидкости из надпакерной полости 7, силовой кабель 9 питания электропривода 2, забойный пакер 10, разобщающий верхний I и нижний II нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком 11, оснащенным приемным фильтром 12, для извлечения жидкости из нижнего нефтеносного пласта II, опорный пакер 13 с кабельным вводом, установленный под нижним ЦН 5, образующие межпакерную полость 14, и блок 15 регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей (БРПУ). БРПУ 15 содержит датчики 16 контроля параметров пластовых жидкостей (дебит, давление, температура, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление) и регулируемые электроприводные клапана (РЭК) 17, установленные в обособленных каналах 18 и связанные кабелем связи 19 телемеханической системы (ТМС) с контрольно-измерительными приборами (КИП) на панели 20 станции управления (СУ) 21 через систему телеметрии 3 ПЭД 2. (Фиг. 1). БРПУ 15 соединен с нижним ЦН 5 двухканальным патрубком 22, закрепленным в опорном пакере 13, сообщающимся одним каналом с входом в нижний ЦН 5 и выходом из обособленного канала 18, соединенного с хвостовиком 11 стыковочным герметичным ниппельным соединением 23, а вторым каналом - с надпакерной полостью 7 через окна 24 в стенке патрубка 22 выше опорного пакера 13, и межпакерной полостью 14 через другой обособленный канал 18 БРПУ 15. Производительность нижнего ЦН 5, по меньшей мере, соответствует дебиту нижнего нефтеносного пласта II. Производительность верхнего ЦН 4, по меньшей мере, соответствует суммарному дебиту обоих пластов I и II, для чего ЦН 4 содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины.The deep pumping oil installation, in the first embodiment, contains a column of elevator pipes 1, a two-sided submersible electric motor (PED) 2, equipped with a telemetry system 3, with drive shafts of the upper 4 and lower 5 centrifugal pumps (CN), the latter is equipped with an exhaust module 6 with side channels for liquid outlet into the nadpakerny cavity 7, and the upper TsN 4 communicates with the column of elevator pipes 1 and is connected to the input module 8, made with side channels for fluid intake from nadpakarny cavity 7, the power cable 9 power electric 2, bottomhole packer 10, separating the upper I and lower II oil reservoirs, connected to the shank 11, equipped with a receiving filter 12, for extracting fluid from the lower oil reservoir II, a support packer 13 with a cable entry mounted under the lower ЦН 5, forming interpacker cavity 14, and the block 15 regulation of flows and metering recoverable liquids (BRPU). BRPU 15 contains sensors 16 for monitoring parameters of formation fluids (flow rate, pressure, temperature, chemical composition, pH, water and solids content, the tendency to form solid sediment and resistivity) and adjustable electric actuator valves (REC) 17 installed in separate channels 18 and connected by a communication cable 19 of the telemechanical system (TMS) with instrumentation (instrumentation) on the panel 20 of the control station (SU) 21 through the telemetry system 3 PED 2. (Fig. 1). BRPU 15 is connected to the lower central cylinder 5 with a two-channel pipe 22 fixed in the support packer 13, communicating with one channel with the entrance to the lower central cylinder 5 and the output from a separate channel 18 connected to the shank 11 with a docking tight nipple connection 23, and the second channel with an overpacker cavity 7 through the windows 24 in the wall of the pipe 22 above the support packer 13, and the interpacker cavity 14 through another separate channel 18 of the BRPU 15. The productivity of the lower TsN 5 at least corresponds to the flow rate of the lower oil reservoir II. The productivity of the upper TsN 4, at least, corresponds to the total flow rate of both reservoirs I and II, for which TsN 4 contains several sections of successive increase in the pressure of the well fluid for lifting it along the string of elevator pipes 1 to the surface of the well.

Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, во втором варианте, содержит опорный пакер 25, установленный в скважине над верхним пластом I, образующий с забойным пакером 10 межпакерную полость 14, и БРПУ 26, состоящий из двух сопрягаемых частей с разъемными обособленными каналами 27. Верхняя часть БРПУ 26 соединена с нижним НЦ 5 двухканальным патрубком 22 с возможностью поворота в диаметральной плоскости, сообщающимся входами с обособленными каналами 18, а одним выходом с входом в нижний НЦ 5 и другим - с надпакерной полостью 7 через окна 23 в стенке канала патрубка 22. Нижняя часть БРПУ 26 соединена с хвостовиком 11 вторым двухканальным патрубком 28, герметически закрепленным в опорном пакере 25, сообщающимся выходами с обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, а входами, - с межпакерной полостью 14 и хвостовиком 11, соответственно. (Фиг. 2). В обособленных каналах 27 верхней части БРПУ 26 размещены датчики 16 контроля параметров извлекаемых из пластов жидкостей и электроприводы 17 РЭК 29, а в нижней части - датчики 30 контроля параметров пластовых жидкостей и РЭК 29, управляемые электроприводами 17 из верхней части БРПУ 26 приводными валами 31 с подпружиненными кулачковыми муфтами 32 с возможностью после стыковки передачи РЭК 29 возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой приводных валов 31 и компенсации отклонений при их стыковке. Обе части БРПУ 26 стыкуются герметичным ниппельным соединением 33, оснащенным центратором стыковки (условно не показан) обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29. В соединяемых частях БРПУ 26 закреплены приемно-передающие сборки 34 кабельного разъема 35 кабелей связи для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на СУ 21 и команд управления электроприводами 17 РЭК 29 в обратном направлении, связанные ТМС с КИП на панели 20 СУ 21.The deep-pumping oil production installation, in the second embodiment, comprises a support packer 25 installed in the well above the upper formation I, forming an interpacker cavity 14 with the bottomhole packer 10, and a ballast 26, consisting of two mating parts with detachable separate channels 27. The upper part of the ballast 26 with the lower SC 5 with a two-channel pipe 22 with the possibility of rotation in the diametrical plane, communicating with the inputs with separate channels 18, and one exit with the entrance to the lower SC 5 and the other with the overpack cavity 7 through the windows 23 in the wall to Nala nozzle BRPU 22. The lower part 26 is connected to shank 11 a second two-channel nozzle 28 is hermetically fixed in the support packer 25 communicating with separate output channels 27 BRPU lower portion 26, and inputs - with mezhpakernoy cavity 14 and shank 11 respectively. (Fig. 2). In separate channels 27 of the upper part of the BRPU 26 there are sensors 16 for monitoring the parameters of the fluids extracted from the reservoirs and electric drives 17 of the REC 29, and in the lower part there are sensors 30 for controlling the parameters of the reservoir fluids and the REC 29, controlled by electric drives 17 from the upper part of the BRPU 26 with the drive shafts 31 s spring-loaded cam couplings 32 with the possibility of a reciprocating axial movement of a helical pair of drive shafts 31 and compensation of deviations when docking after docking the transmission of RECs 29; Both parts of BRPU 26 are joined by a sealed nipple connection 33, equipped with a centralizer of docking (not shown conventionally) of separate channels 27 and cam couplings 32 of drive shafts 31 of REC 29. In the connected parts of BRPU 26, transmitter-receiver assemblies 34 of cable connector 35 of communication cables are fixed to transmit results measurements by telemetry sensors on SU 21 and commands for controlling electric drives 17 of REC 27 in the opposite direction, connected by TMS with instrumentation on panel 20 of SU 21.

Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, в третьем варианте, содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 36 с односторонним погружным электроприводом (ПЭД) 37, оснащенным блоком телеметрии 3. (Фиг. 3). Выходы обособленных каналов 27 верхней части БРПУ 26 объединены отводным коллектором 38, сообщающимся с надпакерной полостью 7 через окна 39, подвижно соединенный с ЭЦН 36 патрубком 40, внутри последнего размещен кабель 41 связи системы телеметрии 3 ПЭД 37 с датчиками ТМС.The deep pumping oil production installation, in the third embodiment, comprises an electric drive centrifugal pump (ESP) 36 with a one-way submersible electric drive (PEM) 37 equipped with a telemetry unit 3. (Fig. 3). The outputs of the separate channels 27 of the upper part of the BRPU 26 are connected by a drain manifold 38 communicating with the over-packer cavity 7 through the windows 39, movably connected to the ЭЦН 36 pipe 40, inside the latter there is a communication cable 41 of the telemetry system 3 PED 37 with TMS sensors.

Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, по первому варианту, работает следующим образом.The deep pump oil installation, according to the first embodiment, operates as follows.

Сначала из устья в ствол скважины спускают забойный пакер 10 с хвостовиком 11 с элементом стыковочного ниппельного соединения 23, оснащенным приемным фильтром 12, и закрепляют его в стволе скважины выше нижнего нефтеносного пласта II, для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов. Затем на колонне лифтовых труб 1 в ствол из устья скважины спускают последовательно соединяемые на поверхности БРПУ 15 с ответным элементом стыковочного ниппельного соединения 23 и кабелем связи 19, опорный пакер 13 с кабельным вводом и двухсторонний ПЭД 2, оснащенный системой телеметрии 3, герметически соединенный с силовым кабелем 9 питания от СУ 21, соединенный с обеих сторон приводными валами с нижним ЦН 5 с выпускным модулем 6 и верхним ЦН 4 с впускным модулем 8, до упора в ранее установленный с забойным пакером 10 элемент стыковочного ниппельного соединения 23 до полного герметичного их соединения. После этого опорный пакер 13 закрепляют в стволе скважины выше верхнего нефтеносного пласта I с образованием в стволе скважины межпакерной полости 14 и надпакерной полости 7. После монтажа нефтедобывающей установки в стволе скважины из устья скважины через кабель 9 включают электропитание ТМС при закрытых РЭК 17 в обособленных каналах 18, и по КИП на панели 20 СУ 21 проверяют, преимущественно, давление и влагосодержание нефтеносных пластов I и II. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с СУ 21 в БРПУ 15 поочередно открывают РЭК 17 и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через один обособленный канал 18 с открытым РЭК 17 БРПУ 15, омывая датчики 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, по каналу двухканального патрубка 22 через опорный пакер 13 и окна 25, выполненные в стенке патрубка 22, и пластовая жидкость из нефтеносного пласта II по хвостовику 11 через приемный фильтр 12, по второму обособленному каналу 18 БРПУ 15 и другому каналу двухканального патрубка 22, через нижний ЦН 5, выпускной модуль 6 и боковые каналы для выхода жидкости из него под собственным давлением заполняют надпакерную полость 7. После заполнения пластовыми жидкостями надпакерной полости 7 до уровня столба, выше входного модуля 8 верхнего ЦН 4, определяемого датчиком давления системы телеметрии 3 ПЭД 2, к СУ 21 подключают ПЭД 2, последний вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний ЦН 4 и нижний ЦН 5, соответственно, которыми извлекают пластовые жидкости из нефтеносных пластов I и II, параметры которых измеряются датчиками 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, смешиваемые в надпакерной полости 7, омывая своим течением систему телеметрии 3 и охлаждает ПЭД 2, из которой смешанные пластовые жидкости поступают в впускной модуль 8 через боковые каналы и верхним ЦН 4 скважинную жидкость с повышенным давлением поднимают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность.First, a downhole packer 10 with a liner 11 with a connecting nipple connection element 23 equipped with a intake filter 12 is lowered from the wellhead into the wellbore and fixed in the wellbore above the lower oil formation II to separate the upper I and lower II oil layers. Then, on the column of elevator pipes 1, the well from the wellhead is lowered sequentially connected on the surface of the control unit 15 with the mating nipple mating element 23 and the communication cable 19, a support packer 13 with a cable entry and a two-sided PED 2 equipped with a telemetry system 3, hermetically connected to the power a power cable 9 from the SU 21, connected on both sides by drive shafts with a lower central cylinder 5 with an exhaust module 6 and an upper central cylinder 4 with an intake module 8, all the way to the docking nipple element previously installed with the downhole packer 10 of compound 23 to complete their sealing compound. After that, the support packer 13 is fixed in the wellbore above the upper oil-bearing formation I with the formation of the inter-packer cavity 14 and the over-packer cavity 7. After the installation of the oil production unit in the wellbore, from the wellhead through cable 9, the TMS power supply is turned on with closed REC 17 in separate channels 18, and according to the instrumentation on the panel 20 of the SU 21, mainly the pressure and moisture content of the oil-bearing formations I and II are checked. When the parameters of the formation fluids are within the required limits, by command from SU 21 in the BRPU 15, the REC 17 and the reservoir fluid from the oil reservoir I are alternately opened through one separate channel 18 with the open REC 17 BRPU 15, washing the sensors 16 for monitoring the parameters of the extracted reservoir fluid through the channel two-channel pipe 22 through the support packer 13 and windows 25 made in the wall of the pipe 22, and formation fluid from the oil reservoir II along the shank 11 through the inlet filter 12, through the second separate channel 18 BRPU 15 and another channel of the two-channel pat deckhouse 22, through the lower central cylinder 5, the exhaust module 6 and the lateral channels for the liquid to exit from it, fill the overpacker cavity 7 with its own pressure. After filling with the reservoir liquids the overpacker cavity 7 to the column level, above the input module 8 of the upper central cylinder 4, detected by the system pressure sensor telemetry 3 of PED 2, PED 2 is connected to SU 21, the latter activates the upper TsN 4 and lower TsN 5 by rotation of the double-sided drive shafts, respectively, with which reservoir fluids are extracted from oil reservoirs I and II, the parameters of which are measured by sensors 16 for monitoring parameters of the extracted formation fluid, mixed in the over-packer cavity 7, washing the telemetry system 3 with its own flow and cooling the PED 2, from which the mixed formation fluids enter the inlet module 8 through the side channels and raise the borehole fluid with increased pressure to a column of elevator pipes 1 to the surface.

Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, по второму варианту, работает следующим образом.The deep pump oil installation, according to the second embodiment, operates as follows.

Сначала из устья в ствол скважины спускают соединяемые на поверхности скважины забойный пакер 10 с герметически закрепленным хвостовиком 11, опорный пакер 25 с герметически закрепленным в нем двухканальным патрубком 28, соединенным каналами с соответствующими обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, снабженной нижними элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 с центратором стыковки обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающими сборками 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС.Спуск осуществляют до уровня положения забойного пакера 10 в стволе скважины выше нижнего нефтеносного пласта II, необходимого для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов, в котором последовательно закрепляют сначала забойный пакер 10, а затем и опорный пакер 25, с образованием межпакерной полости 14 и надпакерной полости 7. После этого на колонне лифтовых труб 1 из устья в ствол скважины спускают последовательно соединяемые на поверхности верхнюю часть БРПУ 26 с ответными элементами стыковочного ниппельного соединения 33 и двухсторонний ПЭД 2, оснащенный системой телеметрии 3, герметически соединенный с силовым кабелем 9 питания от СУ 21, с нижним ЦН 5 и верхним ЦН 4. Спуск осуществляют до упора в ранее установленные нижние элементы стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 нижней части БРПУ 26, при котором, по мере стыковки, одновременно под воздействием центратора разворачивается верхняя часть БРПУ 26 относительно нижнего ЦН 5 до осевого совмещения обособленных каналов 27 с кулачковыми муфтами 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающих сборок 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС в нижней части БРПУ 26, затем аксиально стволу скважины верхнюю часть БРПУ 26 опускают до полной стыковки с элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 и приемно-передающих сборок 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС на нижней части БРПУ 26, с последующим закреплением колонны лифтовых труб 1 в устье скважины. После монтажа нефтедобывающей установки в стволе скважины при закрытых РЭК 29 в обособленных каналах 27 БРПУ 26 из СУ 21 по силовому кабелю 9 через устье скважины включают электропитание ТМС, и по КИП на панели 20 СУ 21 проверяют, преимущественно, давление и влагосодержание нефтеносных пластов I и II. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с СУ 21 в БРПУ 26 поочередно открывают РЭК 29 и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через один из каналов двухканального патрубка 28, герметически закрепленного в опорном пакере 25, и обособленных каналов 27 с открытым РЭК 29, омывая датчики 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, по каналу двухканального патрубка 22 через окна 23 пластовая жидкость под собственным давлением поступает в надпакерную полость 7, и/или из нефтеносного пласта II по хвостовику 11 через другой канал двухканального патрубка 28, и второй обособленный канал 27 БРПУ 26 и другой канал двухканального патрубка 22, через нижний ЦН 5 и выпускной модуль 6 пластовая жидкость под собственным давлением заполняет надпакерную полость 7 скважины. После заполнения пластовыми жидкостями надпакерной межтрубной полости 7 скважины до уровня столба, выше впускного модуля 8 верхнего ЦН 4, определяемого датчиком давления системы телеметрии 3 ПЭД 2, с СУ 21 подключают ПЭД 2, последний вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний ЦН 4 и нижний ЦН 5, соответственно, которыми извлекают пластовые жидкости из нефтеносных пластов I и II, параметры которых измеряются датчиками 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, смешиваемые в надпакерной полости 7 скважины, омывая своим течением систему телеметрии 3 и охлаждает ПЭД 2, из которой смешанные пластовые жидкости поступают в впускной модуль 8 через боковые каналы и верхним ЦН 4 несколькими секциями последовательного повышения давления скважинной жидкости последнюю поднимают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины.First, a downhole packer 10 connected to a well surface is lowered into the wellbore 10 with a hermetically sealed liner 11, a support packer 25 with a two-channel nozzle 28 sealed therein, connected by channels with corresponding separate channels 27 of the lower part of the control unit 26, provided with lower elements of the docking tight nipple connection 33 with the centralizer of docking of separate channels 27 and cam couplings 32 of drive shafts 31 of REC 27 and transceiver assemblies 34 of cable connector 35 of communication cables ZM TMS. Launching is carried out to the position of the bottomhole packer 10 in the wellbore above the lower oil reservoir II, which is necessary for the separation of the upper I and lower II oil reservoirs, in which the bottomhole packer 10 and then the support packer 25 are sequentially fixed, with the formation of interpacker cavity 14 and nadpakernoy cavity 7. After that, on the column of elevator pipes 1 from the mouth into the wellbore lower the upper part of the BRPU 26 connected in series with the mating nipple connection elements 33 and two-sided PED 2, equipped with a telemetry system 3, hermetically connected to the power cable 9 of power supply from SU 21, with the lower TsN 5 and the upper TsN 4. The lowering is carried out until it stops in the previously installed lower elements of the docking tight nipple connection 33 of the lower part of the BRPU 26, in which , as they join, at the same time, under the influence of the centralizer, the upper part of the BRPU 26 is deployed relative to the lower central cylinder 5 until the separate channels 27 are axially aligned with the cam clutch 32 of the drive shafts 31 of the REC 29 and the transmitter-receiver assemblies 34 of the connector 35 of the TMS communication cables in the lower part of the BRPU 26, then, axially to the wellbore, the upper part of the BRPU 26 is lowered to the full docking with the elements of the docking tight nipple connection 33 and the transmitter-receiver assemblies 34 of the cable connector 35 of the TMS communication cables on the lower part of the BRPU 26, s subsequent fastening of the column of elevator pipes 1 at the wellhead. After the installation of the oil production unit in the wellbore with closed REC 29 in the separate channels 27 of the BRPU 26 from the SU 21, the TMS power supply is turned on through the wellhead 9 through the wellhead, and mainly the pressure and moisture content of the oil-bearing formations I and I are checked on the panel 20 of the SU 21. II. When the parameters of the formation fluids are within the required limits, by command of SU 21 in the BRPU 26, the RECs 29 and the formation fluid from the oil reservoir I are alternately opened through one of the channels of the two-channel nozzle 28 sealed in the support packer 25 and separate channels 27 with the open REC 29 washing the sensors 16 for monitoring the parameters of the extracted formation fluid, through the channel of the two-channel pipe 22 through the windows 23, the formation fluid under its own pressure enters the nadpakerny cavity 7, and / or from the oil reservoir II through the shank 11 through the other channel of the two-channel pipe 28, and the second separate channel 27 of the BRPU 26 and the other channel of the two-channel pipe 22, through the lower central cylinder 5 and the outlet module 6, formation fluid under its own pressure fills the over-packer cavity 7 of the well. After filling with the formation fluids of the above-packer annular cavity 7 of the well to the column level, above the inlet module 8 of the upper central cylinder 4, determined by the pressure sensor of the telemetry system 3 of the PED 2, the PED 2 is connected to the SU 21, the latter activates the upper central cylinder 4 and the lower one by rotation of the two-sided drive shafts TsN 5, respectively, with which formation fluids are extracted from oil-bearing formations I and II, the parameters of which are measured by sensors 16 for monitoring parameters of the extracted reservoir fluid, mixed in the over-packer cavity 7 of the well, ohms by flowing the telemetry system 3 and cools the PED 2, from which the mixed formation fluids enter the inlet module 8 through the lateral channels and the upper pressure unit 4 is used to raise the latter by several sections of successive increase in the pressure of the wellbore fluid along the string of elevator pipes 1 to the well surface.

По третьему варианту, глубиннонасосная нефтедобывающая установка работает следующим образом.According to the third option, the deep pump oil installation works as follows.

После спуска в ствол скважины и закрепления на должном уровне забойного пакера 10 с герметически закрепленным хвостовиком 11, необходимом для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов, опорного пакера 25 с герметически закрепленным в нем двухканальным патрубком 28, соединенным каналами с соответствующими обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, снабженной нижними элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 с центратором стыковки обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающими сборками 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС, затем осуществляют спуск последовательно соединяемых на поверхности верхнюю часть БРПУ 26 с ответными элементами стыковочного ниппельного соединения 33 и отводным коллектором 38 обособленных каналов 27, подвижно соединенную с односторонним ПЭД 37 ЭЦН 36 патрубком 40, внутри которого размещен кабель 41 связи системы телеметрии 3 ПЭД 37, герметически соединенным силовым кабелем 9 питания с СУ 21. Стыковку верхней части БРПУ 26 с нижней частью осуществляют в порядке, аналогичным выше описанному. При работе нефтедобывающей установки пластовая жидкость поступает в надпакерную полость 7 под пластовым давлением из обособленных каналов 27 через окна 39 отводного коллектора 38.After descent into the wellbore and fixing at the proper level of the bottomhole packer 10 with a hermetically sealed liner 11, necessary for separation of the upper I and lower II oil-bearing strata, a support packer 25 with a two-channel nozzle 28 sealed in it, connected by channels with the corresponding separate channels 27 of the lower part BRPU 26, equipped with the lower elements of the docking tight nipple connection 33 with the centralizer of the docking of separate channels 27 and cam couplings 32 drive shafts 31 REC 29 and receiving transmitting assemblies 34 of the cable connector 35 of the TMS communication cables, then the upper part of the BRPU 26 is connected sequentially to the surface with the mating nipple connection mating elements 33 and the separate collector 38 separate channels 27 movably connected to the one-sided PED 37 ESP 36 with a pipe 40, inside of which a cable 41 for communication of the telemetry system 3 of the PED 37 is placed, hermetically connected by a power cable 9 to the power supply system 21. The upper part of the BRPU 26 is docked with the lower part in the same manner as above annomu. During the operation of the oil production unit, the formation fluid enters the over-packer cavity 7 under reservoir pressure from the separate channels 27 through the windows 39 of the drain manifold 38.

При депрессии одного из нефтеносных пластов I или II, или несоответствия пластовых жидкостей требуемым параметрам, определяемых датчиками БРПУ, депрессия соответствующего нефтеносного пласта I или II купируется путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на депрессивный пласт перекрытием сообщения его с надпакерной полостью 7 соответствующим РЭК в обособленном канале БРПУ, снижая тем самым кольматаж нефтеносных пластов. Одновременно пластовая жидкость из другого нефтеносного пласта I или II поступает через надпакерную полость 7 в ЦН и перекачивается по колонне лифтовых труб 1 на поверхность. При этом, в том или другом отсеченном депрессивном нефтеносном пласте I или II скважины происходит накапливание нефти до необходимого давления, определяемого датчиками давления в обособленных каналах БРПУ, в последнем, по мере накапливания нефти в скважине, РЭК открывает сообщение из соответствующего пласта I или II в надпакерную полость.When one of the oil-bearing strata I or II is depressed, or the formation fluids do not meet the required parameters determined by the BRPU sensors, the depression of the corresponding oil-stratum I or II is stopped by cutting off the hydrodynamic effect of the over-packer well fluid on the depressive layer by blocking its communication with the over-pack cavity 7 corresponding to the REC in a separate BRPU channel, thereby reducing the colmatage of oil reservoirs. At the same time, formation fluid from another oil-bearing formation I or II enters through the above-packer cavity 7 into the central reservoir and is pumped through the column of elevator pipes 1 to the surface. At the same time, in one or another cut-off depressant oil-bearing formation of well I or II, oil accumulates to the required pressure determined by pressure sensors in the separate channels of BRPU, in the latter, as oil accumulates in the well, REC opens a message from the corresponding formation I or II in nadpakerny cavity.

Использование предлагаемых вариантов глубиннонасосной нефтедобывающей установки позволяет повысить дебит и качество извлекаемой нефти, снизить кольматаж депрессивных нефтеносных пластов путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на тот или иной депрессивный пласт и купирование посредством перекрытия сообщения его с надпакерной полостью соответствующим РЭК через обособленные каналы БРПУ, а также за счет временного накапливания в скважине пластовой нефти до определенного давления и возможности краткосрочного глушения скважин.Using the proposed options of a deep-pumping oil production unit allows to increase the production rate and quality of recoverable oil, reduce the clogging of depressed oil-bearing strata by cutting off the hydrodynamic effects of the above-packer well fluid on one or another depressive formation and stopping it by blocking its communication with the over-packer cavity by the corresponding REK through separate channels of BRPU, due to the temporary accumulation of formation oil in the well to a certain pressure and and short-term well killing.

Claims (3)

1. Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в межтрубную полость, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель питания электродвигателя, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, отличающаяся тем, что установка снабжена опорным пакером с кабельным вводом, образующим с вышеупомянутым пакером межпакерную полость, сообщающуюся с верхним пластом, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, содержащим датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые электроприводные клапаны, установленные в обособленных каналах блока и связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления, и соединенным с нижним насосом двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом с нижним насосом и одним из обособленных каналов, сопряженный герметичным ниппельным соединением с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, а другим - с надпакерной полостью через окна, выполненные в стенке патрубка выше опорного пакера, и межпакерной полостью через второй обособленный канал блока.1. A submersible oil production installation comprising a column of elevator pipes, a packer disconnecting the upper and lower oil reservoirs in the well, connected to a liner to extract fluid from the lower reservoir, a two-sided submersible electric motor equipped with a telemetry system, connected by drive shafts to the upper and lower centrifugal pumps while the lower pump is equipped with an exhaust module for fluid exit into the annular cavity, and the upper one communicates with the column of elevator pipes and is equipped with a receiving module for intake fluid from the annular cavity, an electric motor power cable, the upper pump comprising several sections of successively increasing the pressure of the borehole fluid to raise it to the surface along the column of elevator pipes, characterized in that the installation is equipped with a support packer with a cable entry forming an interpacker cavity with the aforementioned packer, communicating with the upper reservoir, and a unit for regulating flows and metering recoverable fluids, containing sensors for monitoring parameters of reservoir fluids and adjustable electric actuator valves installed in separate channels of the unit and connected by a telemechanical system with control and measuring devices on the control station panel, and connected to the lower pump by a two-channel pipe, hermetically fixed in the support packer, communicating one channel with the lower pump and one of the separate channels, paired with hermetic nipple connection with a shank for extracting fluid from the lower layer, and the other with an overpack cavity through windows made in the pipe wall above ornogo packer and mezhpakernoy cavity through a second separate channel block. 2. Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в межтрубную полость скважины, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель, герметически соединенный с электродвигателем, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, отличающаяся тем, что установка дополнительно снабжена опорным пакером, образующим с вышеупомянутым пакером межпакерную полость, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, состоящим из двух сопрягаемых частей с разъемными обособленными каналами, верхняя часть которого соединена с нижним насосом двухканальным патрубком с возможностью поворота в диаметральной плоскости, сообщающимся входами с обособленными каналами блока и выходами - с нижним насосом и надпакерной полостью через окна в стенке патрубка, а нижняя часть блока - с хвостовиком вторым двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся выходами с обособленными каналами, а входами - с межпакерной полостью и хвостовиком, для чего в обособленных каналах верхней части блока размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней части - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапаны, связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов, при этом в соединяемых частях блока закреплены приемно-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.2. A deep-well oil producing installation comprising a string of lift pipes, a packer disconnecting the upper and lower oil strata in the well, connected to a liner for extracting fluid from the lower stratum, a two-sided submersible electric motor equipped with a telemetry system, connected by drive shafts to the upper and lower centrifugal pumps while the lower pump is equipped with an outlet module for fluid exit into the annulus of the well, and the upper one communicates with the column of elevator pipes and is equipped with a receiving module for I fluid intake from the annular cavity, a power cable hermetically connected to the electric motor, and the upper pump contains several sections of sequentially increasing the pressure of the borehole fluid to raise it to the surface along the column of elevator pipes, characterized in that the installation is additionally equipped with a support packer forming with the aforementioned packer the interpacker cavity, and the flow control and metering unit for recoverable liquids, consisting of two mating parts with detachable separate channels, the upper part of which is connected to the lower pump by a two-channel nozzle with the possibility of rotation in the diametrical plane, communicating with the inputs with separate channel of the block and the outputs - with the lower pump and nadpakerny cavity through the windows in the pipe wall, and the lower part of the block with the shank of the second two-channel pipe, hermetically fixed in reference packer communicating with outputs with separate channels, and inputs with an interpacker cavity and a shank, for which control sensors are located in separate channels of the upper part of the block parameters of recoverable liquids and electric valves of adjustable valves, and in the lower part - sensors for monitoring parameters of formation fluids and adjustable valves connected by a telemechanical system with control and measuring devices on the control station panel and controlled by electric drives from the upper part of the block with drive shafts equipped with spring-loaded cam couplings with the possibility of transmission to the adjustable valves of the reciprocating axial movement of the screw pair and compensation of deviations of the actuator shafts when they are joined, and both parts of the block are joined together by a tight nipple connection using the centralizer of the connection of separate channels and cam couplings of the drive shafts of the adjustable valves, while the receiving and transmitting assemblies of the cable connector of the communication cables of the telemechanical system are fixed in the connected parts of the block telemetry sensors to the control station and valve control commands in the opposite direction. 3. Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, содержащая колонну лифтовых труб, электроприводной центробежный насос с односторонним погружным электродвигателем, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем со станцией управления, блок регулирования потоков и учета извлекаемой жидкости, содержащий датчики контроля параметров пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и регулируемые электроприводные клапаны, связанные телемеханической системой и установленные в обособленных каналах блока, сообщающихся, с одной стороны, с приемным модулем насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, кабели связи, соединенные с приемно-передающими сборками кабельного разъема для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на панель с контрольно-измерительными приборами и станцию управления и команд управления электроприводными клапанами в обратном направлении, опорный пакер, соединенный с подводящим патрубком блока, и забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты в скважине, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, отличающаяся тем, что блок регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей состоит из двух соединяемых частей с разъемными обособленными каналами, в верхней части которых размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапаны, управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов поворотом верхней части в диаметральной плоскости относительно насоса, при этом выходы обособленных каналов верхней части блока объединены отводным коллектором, сообщающимся через радиальные окна с надпакерной полостью, соединенной с насосом патрубком, внутри которого размещен кабель связи блока телеметрии электропривода насоса с датчиками контроля параметров извлекаемых пластовых жидкостей и электроприводами регулируемых клапанов, а нижняя часть блока соединена с хвостовиком двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом через хвостовик с нижним пластом, и другим - с межпакерной полостью скважины, при этом в соединяемых частях блока закреплены приемно-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.3. A submersible oil production installation containing a column of elevator pipes, an electric drive centrifugal pump with a one-way submersible electric motor, equipped with a telemetry unit, connected by a power cable to a control station, a flow control and metering unit for recoverable fluid, containing sensors for monitoring parameters of formation fluids with instrumentation on control station panels and adjustable electric actuator valves connected by a telemechanical system and installed in separate channel of the unit, communicating, on the one hand, with the receiving module of the pump through radial windows and the packer cavity, and on the other, with oil reservoirs of the well, communication cables connected to the receiving and transmitting assemblies of the cable connector for transmitting the measurement results by telemetry sensors to the panel with instrumentation and a control station and commands for controlling electric actuator valves in the opposite direction, a support packer connected to the supply pipe of the unit, and a downhole packer disconnecting oil-bearing pl joint in the well, connected to a liner for extracting fluid from the lower reservoir, characterized in that the flow control and metering unit for recoverable fluids consists of two connected parts with detachable separate channels, in the upper part of which are located sensors for controlling parameters of recoverable fluids and electric actuators of adjustable valves, and at the bottom - sensors for monitoring parameters of formation fluids and adjustable valves controlled by electric drives from the upper part of the block with drive shafts equipped with springs cam couplings with the possibility of transmitting to the controlled valves the reciprocating axial movement by a screw pair and compensating for the deviations of the drive shafts when they are joined, both parts of the block are joined together by a tight nipple connection using the centralizer of the joint of the separate channels and cam couplings of the drive shafts of the adjustable valves by turning the upper part in the diametrical plane relative to the pump, while the outputs of the separate channels of the upper part of the block are combined by a tap an projector communicating through radial windows with an over-packer cavity connected to the pump by a pipe, inside of which there is a communication cable for the telemetry unit of the electric drive of the pump with sensors for controlling parameters of recoverable formation fluids and electric valves of adjustable valves, and the lower part of the unit is connected to the shank by a two-channel pipe sealed in the support a packer communicating with one channel through the liner with the lower layer, and the other with the interpacker cavity of the well, while in the connected parts fixed transceivers assembly of the cable connector connection cables telecontrol system for transmitting telemetry sensors measuring results to the control station and valve control commands in the opposite direction.
RU2019100276A 2019-01-09 2019-01-09 Deep-well pumping unit for oil producing (versions) RU2702187C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100276A RU2702187C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Deep-well pumping unit for oil producing (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019100276A RU2702187C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Deep-well pumping unit for oil producing (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2702187C1 true RU2702187C1 (en) 2019-10-04

Family

ID=68170704

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019100276A RU2702187C1 (en) 2019-01-09 2019-01-09 Deep-well pumping unit for oil producing (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2702187C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU196198U1 (en) * 2019-10-02 2020-02-20 Пепеляева Валентина Борисовна INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL
RU2728741C1 (en) * 2019-12-12 2020-07-30 Олег Сергеевич Николаев Multipay well operation method and oil production unit for its implementation

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6684956B1 (en) * 2000-09-20 2004-02-03 Wood Group Esp, Inc. Method and apparatus for producing fluids from multiple formations
US20090288824A1 (en) * 2007-06-11 2009-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
RU2469181C1 (en) * 2011-05-16 2012-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6684956B1 (en) * 2000-09-20 2004-02-03 Wood Group Esp, Inc. Method and apparatus for producing fluids from multiple formations
US20090288824A1 (en) * 2007-06-11 2009-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
RU2469181C1 (en) * 2011-05-16 2012-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" Pump unit for simultaneous separate operation of two formations in well
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU196198U1 (en) * 2019-10-02 2020-02-20 Пепеляева Валентина Борисовна INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL
RU2728741C1 (en) * 2019-12-12 2020-07-30 Олег Сергеевич Николаев Multipay well operation method and oil production unit for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2512228C1 (en) Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2563262C2 (en) Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2385409C2 (en) Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method
CN106574492B (en) Multilateral well system
RU2578078C2 (en) Program-controlled injection well
RU2562641C2 (en) Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2482267C2 (en) Well yield control system
RU2702187C1 (en) Deep-well pumping unit for oil producing (versions)
RU2180395C2 (en) Gear and process of double-zone production from wells
US20110011596A1 (en) Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention esp
EP0212814B1 (en) Method of operating apr valve in wellbore
US5220829A (en) Downhole formation pump
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU2485292C2 (en) Device for simultaneous and separate operation of well with two formations
RU2611786C2 (en) Single packer pump facility for fluid production from two well formations
US7044227B2 (en) Subsea well injection and monitoring system
RU95741U1 (en) HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS)
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2591061C2 (en) Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions)
RU2653210C2 (en) Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2542071C2 (en) Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)
RU2591225C2 (en) Single packer unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two formations of one well (versions)