Claims (31)
1. Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом, включающий спуск в скважину на колонне труб электропогружного насоса, а выше его приема, по крайней мере, одного пакера, и эксплуатацию разобщенных между собой пакером двух или более объектов, отличающийся тем, что колонну труб с пакером оснащают перепускной системой с разделителем или без него, выполненной с возможностью сообщения через себя объектов, размещая внутри или снаружи ее, по крайней мере, один регулирующий элемент или измерительный прибор, при этом в процессе эксплуатации объектов пластовый флюид направляют на прием работающего электропогружного насоса и откачивают его в колонну труб через пространство, образующееся между ней и перепускной системой, причем в момент исследования скважины поступление потока пластового флюида к приему насоса из объекта, расположенного над пакером, либо перекрывают с помощью регулирующего элемента, либо измеряют его параметры с помощью измерительного прибора.1. The method of simultaneous and separate production of hydrocarbons by an electric submersible pump, comprising lowering into the well on a pipe string of an electric submersible pump, and above receiving at least one packer, and operating two or more objects separated by a packer, characterized in that the pipe string equipped with a packer, a bypass system with or without a separator, configured to communicate objects through itself, placing at least one control element or measuring device inside or outside it, if m during the operation of the objects, the formation fluid is directed to receive a working electric submersible pump and pumped into the pipe string through the space formed between it and the bypass system; moreover, at the time of the well study, the flow of formation fluid to the pump from the object located above the packer is blocked or blocked using a regulatory element, or measure its parameters using a measuring device.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пакер, выполненный с кабельным вводом или без него, устанавливают, по меньшей мере, под одним эксплуатируемым объектом, расположенным выше электропогружного насоса, и оснащают колонну труб, по меньшей мере, одной перепускной системой, образующей гидравлический канал для сообщения пространства над и под пакером, располагая его внутри колонны труб и во внутренней полости, по меньшей мере, одного пакера, далее обеспечивают поступление жидкой части пластового флюида, рассматриваемого объекта сверху-вниз к приему электропогружного насоса при заданном режиме, которым управляют с помощью регулирующего элемента, установленного в гидравлическом канале перепускной системы, открывая его частично или перекрывая его полностью, причем перепускную систему создают с помощью трубопровода, выполненного в виде либо отдельной трубы, либо участка внутренней колонны труб, либо полых штанг, либо непрерывной гибкой трубы, либо шланга, либо рукава, либо гофра или образованного полостью между колонной труб и спущенной в нее трубой меньшего диаметра, при этом трубопровод соединяет, по меньшей мере, два перепускных устройства, выполненных в виде либо муфты перекрестного течения, либо муфты радиального течения, либо муфты направленного течения.2. The method according to claim 1, characterized in that the packer, made with or without cable entry, is installed at least under one operating object located above the electric submersible pump, and a pipe string is equipped with at least one bypass system forming a hydraulic channel for communicating the space above and below the packer, positioning it inside the pipe string and in the internal cavity of at least one packer, then the liquid part of the formation fluid, the object under consideration, is supplied from top to bottom receiving an electric submersible pump in a given mode, which is controlled by a regulating element installed in the hydraulic channel of the bypass system, opening it partially or completely shutting it off, and the bypass system is created using a pipeline made in the form of either a separate pipe or a section of the inner pipe string, or hollow rods, or a continuous flexible pipe, or hose, or sleeve, or corrugation or formed by a cavity between the pipe string and a pipe of a smaller diameter deflated into it, while conduit connects at least two bypass devices are designed as a coupling cross-flow, radial flow or clutch or directional clutch current.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что колонну труб оснащают перепускной системой либо в ходе спуска этой колонны, либо после завершения ее спуска, путем последующей установки в колонну труб трубопровода от перепускного устройства до устьевого оборудования скважины, или путем последующей установки в перепускную систему, с выполненным верхним посадочном гнездом, разделителя, предназначенного для герметизации перепускной системы от колонны труб и выполненного либо в виде глухой пробки, устанавливаемой с помощью канатной техники, либо в виде шара или плунжера, сбрасываемого свободно в колонну труб, либо в виде плунжера, спускаемого на колонне штанг, без или с закреплением его на замковой опоре, установленной в колонне труб, в последнем случае при спуске колонны полых штанг их используют для отвода свободного газа на поверхность.3. The method according to claim 1, characterized in that the pipe string is equipped with a bypass system either during the descent of this column, or after completion of its descent, by subsequent installation in the pipe pipe string from the bypass device to the wellhead equipment, or by subsequent installation in a bypass system, with an upper seat made, of a separator designed to seal the bypass system from the pipe string and made either in the form of a blind plug installed using cable technology or in de ball or plunger, freely discharged into the pipe string, or in the form of a plunger lowered onto the rod string, without or with its fastening on the castle support installed in the pipe string, in the latter case, when lowering the hollow rod string, they are used to divert free gas to surface.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перепускную систему создают с помощью, по меньшей мере, двух муфт перекрестного течения, расположенных соответственно над и под пакером и имеющих радиальные и эксцентричные гидравлически несвязанные каналы, а также с помощью трубопровода, проходящего внутри пакера и внутри колонны труб на расстоянии от нижней муфты перекрестного течения либо до верхней муфты перекрестного течения, либо до глубины с давлением внутри трубопровода, большим, чем давление в колонне труб, оснащенного в верхнем свободном конце обратным клапаном и разъединителем колонны или без него, либо до устьевого оборудования скважины, при эксплуатации жидкая часть пластового флюида через радиальный канал верхней муфты перекрестного течения, расположенного выше пакера, поступает по трубопроводу, сообщающемуся с приемом электропогружного насоса через радиальный канал нижней муфты перекрестного течения, расположенного под пакером, причем пластовые флюиды из объектов над и под пакером, поступившие к приему электропогружного насоса, смешиваются, и их извлекают через сквозные эксцентричные каналы устройств перекрестного течения и по кольцевому пространству между трубопроводом и колонной труб, по меньшей мере, на участке между муфтами перекрестного течения.4. The method according to claim 1, characterized in that the bypass system is created using at least two cross-flow couplings located respectively above and below the packer and having radial and eccentric hydraulically unconnected channels, as well as using a pipeline passing inside the packer and inside the pipe string at a distance from the lower cross-flow sleeve or to the upper cross-flow sleeve or to a depth with a pressure inside the pipe greater than the pressure in the pipe string equipped with an upper free This can be done by a non-return valve and a column disconnector, or to the wellhead equipment, during operation, the liquid part of the formation fluid through the radial channel of the upper cross-coupling, located above the packer, enters through a pipe communicating with the intake of the electric submersible pump through the radial channel of the lower cross-coupling located under the packer, and the formation fluids from the objects above and below the packer, received by the electric submersible pump, are mixed, and they are extracted through Fuss eccentric devices cross flow channels and the annulus between the pipe and the pipe string, at least in the area between the cross-flow couplings.
5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что перепускную систему соответствующего эксплуатационного объекта оснащают посадочным гнездом либо в муфте перекрестного течения, либо в ниппеле, расположенном в трубопроводе под или/и над муфтой перекрестного течения, в которое устанавливают сменный регулирующий элемент, выполненный в виде либо глухой пробки без или со сквозным осевым отверстием для изоляции поступления потока пластового флюида из этого объекта, либо сужающего устройства с радиальным каналом, гидравлически связанным с одной стороны с данным объектом через радиальный канал муфты перекрестного течения, а с другой стороны - с трубопроводом через нижний несквозной осевой канал для регулируемого поступления потока сверху-вниз жидкой части пластового флюида этого объекта или через верхний несквозной осевой канал для нагнетания с поверхности рабочего агента при воздействии на соответствующий объект, или через сквозной осевой канал для регулируемого перепуска по нему пластового флюида или рабочего агента.5. The method according to claim 1 or 4, characterized in that the bypass system of the corresponding operational facility is equipped with a seat socket either in a cross-flow coupling or in a nipple located in a pipeline under and / or above a cross-flow coupling in which a replaceable control element is installed made in the form of either a blind plug without or with a through axial hole to isolate the flow of formation fluid from this object, or a narrowing device with a radial channel hydraulically connected to one Ron with this object through the radial channel of the cross-flow coupling, and on the other hand, with the pipeline through the lower non-through axial channel for controlled flow from top to down of the liquid part of the reservoir fluid of this object or through the upper non-through axial channel for injection from the surface of the working agent when exposed to the appropriate object, or through a through axial channel for adjustable bypass through it of the formation fluid or working agent.
6. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что регулирующий элемент устанавливают в перепускную систему с помощью колонны штанг, регулируют поток пластового флюида из объекта, расположенного выше пакера, либо возвратно-поступательным движением колонны штанг, либо вращением колонны штанг, а при исследовании нескольких объектов, расположенных выше насоса и пакера, сначала закрывают гидравлический канал для самого верхнего объекта, затем последовательно сверху-вниз для других эксплуатационных объектов.6. The method according to claim 1 or 4, characterized in that the regulating element is installed in the bypass system using a rod string, the flow of formation fluid from the object located above the packer is controlled either by the reciprocating movement of the rod string or by rotation of the rod string, and when examining several objects located above the pump and the packer, first close the hydraulic channel for the highest object, then sequentially from top to bottom for other operational objects.
7. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что устанавливают в перепускную систему шар или плунжер путем его свободного сброса в колонну труб или в трубопровод с обеспечением его установки после падения в посадочном гнезде в заданном месте, при этом он либо разделяет гидравлический канал перепускной системы от колонны труб, либо частично перекрывает сечение гидравлического канала перепускной системы для обеспечения заданного дебита из соответствующего объекта во время его эксплуатации, либо закрывает гидравлический канал перепускной системы на время исследования соответствующего эксплуатационного объекта.7. The method according to claim 1 or 4, characterized in that they install a ball or plunger into the bypass system by freely discharging it into the pipe string or into the pipeline to ensure that it is installed after falling into the seat in a predetermined place, while it either separates the hydraulic the channel of the bypass system from the pipe string either partially overlaps the cross section of the hydraulic channel of the bypass system to ensure a given flow rate from the corresponding object during its operation, or closes the hydraulic channel of the bypass system Loans for the duration of the study of the corresponding operational facility.
8. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что регулирующий элемент временно извлекают или заменяют его на другой, предназначенный для регулирования закачки рабочего агента при воздействии, по меньшей мере, на один эксплуатационный объект с целью его глушения или изменения его продуктивности, значение которой отслеживают по темпу восстановления забойного давления, соответствующего этому объекту, после остановки электропогружного насоса или после перекрытия поступления потока его пластового флюида с помощью регулирующего элемента в виде клапана-отсекателя, или после закачки в данный объект рабочего агента, причем в качестве рабочего агента используют жидкость глушения или агент для интенсификации добычи нефти, или кислоту, или состав для водоизоляции, газоизоляции, или растворитель углеводородного конденсата, или водонефтяную эмульсию, или углеводородный газ, или состав для предупреждения пескопроявления, образования гидратов, или ингибитор солеотложения, коррозии, асфальто-смоло-парафино отложений, или деэмульгатор для разделения воды и нефти, или состав для сохранения мелкодисперсной газожидкостной смеси.8. The method according to claim 1 or 4, characterized in that the regulatory element is temporarily removed or replaced with another one designed to regulate the injection of the working agent when at least one operational object is impacted with the aim of damping it or changing its productivity, the value of which is monitored by the rate of restoration of the bottomhole pressure corresponding to this object, after the electric submersible pump stops or after the flow of its reservoir fluid is blocked by means of a control element in the form a shutoff valve, or after injecting a working agent into the object, moreover, as a working agent, use a kill fluid or an agent for intensifying oil production, or an acid, or a composition for water insulation, gas insulation, or a solvent for hydrocarbon condensate, or a water-oil emulsion, or hydrocarbon gas or a composition for preventing sand, hydrate formation, or an inhibitor of scaling, corrosion, asphalt-resin-paraffin deposits, or a demulsifier for separating water and oil, or a composition for preserving finely dispersed gas-liquid mixture.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирующий элемент устанавливают в перепускную систему стационарно в ходе спуска колонны труб для управления режимом, по меньшей мере, одного из эксплуатационных объектов, путем либо подбора диаметров отдельных элементов, образующих гидравлический канал перепускной системы - трубопровод, радиальный канал перепускного устройства без или со встроенным в него штуцером, либо монтажа обратного клапана для пропуска пластового флюида только в одном направлении, либо размещения в перепускной системе клапана-отсекателя, обеспечивающего полное перекрытие потока пластового флюида на время исследования этого объекта, либо использования сужающего устройства, изменяющего свою регулировочную характеристику частичным перекрытием гидравлического канала, либо установки клапана, управляемого с поверхности с помощью электропривода или гидропривода, либо расположения в перепускной системе автономного регулятора с электроприводом, при этом срабатывание клапана-отсекателя или изменение регулировочной характеристики сужающего устройства происходит от изменения давления в колонне труб или трубопроводе, или от перепада давлений, или от импульса давления, а для управления этими процессами искусственно изменяют технологический режим работы либо сменой оборотов электропогружного насоса, либо изменением устьевого давления, при этом увеличивают давление в колонне труб путем установки устьевого штуцера или регулятора, или временным закрытием задвижки, или подачей рабочего агента либо агрегатом, либо из системы поддержания пластового давления, а уменьшают его с помощью струйного аппарата, используя более высокую энергию либо флюида, извлекаемого из скважины с помощью высоконапорного электропогружного насоса, либо рабочего агента из системы поддержания пластового давления, либо остановкой погружного насоса, либо свабированием.9. The method according to claim 1, characterized in that the control element is installed in the bypass system stationary during the descent of the pipe string to control the mode of at least one of the operational objects, by either selecting the diameters of the individual elements forming the hydraulic channel of the bypass system - pipeline, radial channel of the transfer device without or with an integrated fitting in it, or installation of a check valve to allow formation fluid to pass in only one direction, or to place the valve in the transfer system a pan-cutter that provides complete shutoff of the formation fluid flow during the study of this object, or the use of a constricting device that changes its control characteristic by partially overlapping the hydraulic channel, or installing a valve controlled from the surface by an electric actuator or hydraulic actuator, or an autonomous regulator located in the bypass system with an electric drive, while the actuation of the shut-off valve or a change in the adjustment characteristic of the constriction device comes from a change in pressure in the pipe string or pipeline, or from a pressure drop, or from a pressure pulse, and to control these processes, the technological mode of operation is artificially changed either by changing the speed of the electric submersible pump or by changing the wellhead pressure, while increasing the pressure in the pipe string by setting wellhead fitting or regulator, or by temporarily closing the gate valve, or by supplying a working agent either by the unit, or from the reservoir pressure maintenance system, and reduce it using a jet about the apparatus, using higher energy or fluid extracted from the well using a high-pressure electric submersible pump, or a working agent from the reservoir pressure maintenance system, or by stopping the submersible pump, or by swabbing.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по меньшей мере, для одного эксплуатационного объекта, расположенного выше пакера, управляют дебитом или/и воздействуют на него рабочим агентом полным или частичным перекрытием, по меньшей мере, одного гидравлического канала перепускной системы с помощью, по меньшей мере, одного регулирующего элемента путем натяжения, по меньшей мере, одного гибкого элемента, выполненного в виде либо проволоки, либо троса, либо каната, либо кабеля, либо шланга, либо веревки, либо провода, либо лески.10. The method according to claim 1, characterized in that, for at least one production facility located above the packer, control the flow rate and / or expose it to the working agent full or partial overlap of at least one hydraulic channel of the bypass system using at least one regulatory element by tensioning at least one flexible element made in the form of either a wire or a cable, or a rope, or a cable, or a hose, or a rope, or a wire, or fishing line.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве регулирующего элемента используют штанговый глубинный насос с радиальным каналом, размещенным на боковой стенке цилиндра, при этом устанавливают его в верхнем перепускном устройстве, причем его применяют для управления потоком пластового флюида из объекта, расположенного выше пакера, либо его отсекают за счет перекрытия плунжером радиального канала в боковой стенке цилиндра, либо его регулируют путем частичного перекрытия плунжером радиального канала, выполненного в виде продольной щели, либо его откачивают из этого объекта одновременно с работой электропогружного насоса или в момент его остановки, а также его применяют для индивидуальной откачки пластового флюида из объекта, расположенного под пакером, либо для откачки пластовых флюидов из одновременно эксплуатируемых объектов.11. The method according to claim 1, characterized in that as the regulatory element using a sucker rod pump with a radial channel located on the side wall of the cylinder, while installing it in the upper bypass device, and it is used to control the flow of reservoir fluid from the object, located above the packer, or it is cut off by overlapping the plunger of the radial channel in the side wall of the cylinder, or it is regulated by partially overlapping the plunger of the radial channel, made in the form of a longitudinal slot and, either it is pumped out of this object simultaneously with the operation of the electric submersible pump or at the moment of its stop, and it is also used for individual pumping of formation fluid from an object located under the packer, or for pumping formation fluids from simultaneously operated objects.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве регулирующего элемента для прекращения поступления потока пластового флюида к приему электропогружного насоса, по меньшей мере, из одного объекта, расположенного выше пакера, используют дополнительный многоразовый пакер, путем его временной посадки и перекрытия гидравлического канала перепускной системы или затрубного пространства между ней и этим объектом, причем в качестве такого пакера используют либо электромеханический пакер, управляемый электроприводом подачей тока по кабелю с поверхности или от автономного источника питания, либо «надувной пакер», управляемый закачкой рабочего агента по гидропроводу или созданием в колонне труб избыточного давления, либо гидравлический пакер, срабатывающий при создании избыточного давления в колонне труб или в трубопроводе, либо механический пакер, срабатывающий при изменении нагрузки на колонне труб или на трубопроводе, либо «жидкий пакер», устанавливаемый путем закачки рабочего агента с заданным статическим напряжением через затрубное пространство или трубопровод, или колонну труб.12. The method according to claim 1, characterized in that as an adjusting element for stopping the flow of formation fluid to receive an electric submersible pump from at least one object located above the packer, an additional reusable packer is used by temporarily landing and blocking it the hydraulic channel of the bypass system or annulus between it and this object, and either an electromechanical packer controlled by an electric drive supplying current through a cable with surfaces or from an autonomous power source, or an “inflatable packer” controlled by pumping a working agent through a hydraulic line or creating excessive pressure in a pipe string, or a hydraulic packer that works when excessive pressure is created in the pipe string or in a pipeline, or a mechanical packer that triggers when loads on the pipe string or on the pipeline, or a “liquid packer” installed by pumping a working agent with a given static voltage through the annulus or pipeline, or a lot of pipes.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что спускают электропогружной насос на колонне труб либо под нижний эксплуатируемый объект, оснащая его кожухом, а пакер устанавливают под или над этим объектом, либо насос располагают над нижним эксплуатируемым объектом, при этом его не оснащают кожухом, если дебит нижнего объекта обеспечивает достаточное охлаждение погружного электродвигателя на рабочем режиме, а в противном случае кожух спускают вместе с насосом, причем кожух верхним концом крепят либо к электропогружному насосу, либо к колонне труб под или над выходом пластовых флюидов из перепускной системы, а нижний конец кожуха либо оставляют свободно, либо герметизируют в разъединителе колонны телескопическим соединением.13. The method according to claim 1, characterized in that the electric submersible pump is lowered on the pipe string or under the lower operated object, equipping it with a casing, and the packer is installed under or above this object, or the pump is placed above the lower operated object, but it is not equipped casing, if the flow rate of the lower object provides sufficient cooling of the submersible motor in operating mode, otherwise the casing is lowered together with the pump, and the casing is attached with the upper end either to the electric submersible pump or to the pipe string ML or above the outlet of reservoir fluids from a bypass system, and the lower end of the housing or leave free or in a sealed telescopic column disconnector compound.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что при эксплуатации объектов из подпакерного пространства, сообщенного с приемом электропогружного насоса, отводят свободный попутный газ, либо по образованному гидравлическому каналу перепускной системы, используемому для поступления потока пластового флюида из объекта, расположенного выше пакера, либо по дополнительно созданной перепускной системе для отвода свободного газа по индивидуальному гидравлическому каналу, при этом свободный газ поступает в затрубное пространство над пакером или над эксплуатируемым объектом, расположенным выше пакера, а из надпакерного пространства его подъем на поверхность осуществляют по затрубному пространству и/или по трубопроводу, расположенному внутри колонны труб и не используемому для извлечения пластового флюида на поверхность.14. The method according to claim 1, characterized in that during operation of the objects from the under-packer space communicated with the reception of the electric submersible pump, free associated gas is vented, or through the formed hydraulic channel of the bypass system used to receive the flow of reservoir fluid from the object located above the packer or via an additionally created bypass system for venting free gas through an individual hydraulic channel, with free gas entering the annulus above the packer or above the the exploited object located above the packer, and from the above-packer space its rise to the surface is carried out through the annulus and / or through a pipe located inside the pipe string and not used to extract formation fluid to the surface.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации объекта, расположенного над пакером, перед тем как направить его пластовый флюид к приему работающего насоса, до поступления их в перепускную систему или непосредственно в гидравлическом канале перепускной системы от них отделяют либо газ с помощью сепаратора, либо мехпримеси с помощью фильтра, или пескосборника, или песочного якоря, либо вязкую нефть, причем эти процессы осуществляют без или с подводом дополнительной энергии, без или с подачей рабочего агента.15. The method according to claim 1, characterized in that during the operation of the object located above the packer, before directing its formation fluid to the reception of a working pump, before they enter the bypass system or directly in the hydraulic channel of the bypass system, they are either separated gas by means of a separator, or mechanical impurities by means of a filter, or sand collector, or sand anchor, or viscous oil, and these processes are carried out without or with additional energy, without or with the supply of a working agent.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один объект, расположенный над пакером и насосом, либо изолируют от приема погружного насоса, либо обеспечивают из него временное поступление потока пластового флюида открытием гидравлического канала в соответствующей ему перепускной системе, причем это поступление потока осуществляют на время либо запуска электропогружного насоса, либо вывода скважины на установившийся режим работы, либо освоения эксплуатационного объекта углеводородов, либо при превышении номинальной производительности электропогружного насоса над суммарным дебитом эксплуатируемых объектов углеводородов, либо для снижения влияния абразивных частиц при выносе проппанта после гидроразрыва пласта, либо для снижения вероятности осложнений - коррозии, солеотложения, отложения гидратов и асфальто-смоло-парафинов.16. The method according to claim 1, characterized in that at least one object located above the packer and the pump is either isolated from the reception of the submersible pump, or provide from it a temporary flow of formation fluid by opening the hydraulic channel in its corresponding bypass system moreover, this flow inflow is carried out at the time of either starting an electric submersible pump, or bringing a well to a steady state of operation, or developing a hydrocarbon production facility, or when exceeding the nominal production telnosti submersible pump operating at a total flow rate of the hydrocarbon objects or to reduce the effect of the abrasive particles during proppant after fracturing, either to reduce the likelihood of complications - corrosion, scaling, hydrate deposits and asphalt-resin-paraffins.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что пластовый флюид направляют на прием работающего электропогружного насоса, причем он работает непрерывно или его запускают в работу временно, либо только для освоения объекта, а затем эксплуатируют скважину фонтанным способом, либо только для исследования параметров и характеристик объекта, либо для периодического отбора накопившихся жидких пластовых флюидов, либо для циклического воздействия на объект, либо для перехода от непрерывной эксплуатации одного объекта к одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов, либо при поочередной эксплуатации объектов, при этом на прием насоса направляют жидкую часть пластового флюида - воду, жидкие углеводороды, а газ, отделенный от жидкой части пластового флюида без или с помощью газосепаратора, направляют на поверхность либо отдельно по трубопроводу, либо часть газа используют для создания газлифтного эффекта, смешивая его с жидкой частью флюида на заданной глубине.17. The method according to claim 1, characterized in that the formation fluid is directed to receive a working electric submersible pump, and it works continuously or it is put into operation temporarily, either only for the development of the object, and then the well is operated in a fountain way, or only for the study of parameters and the characteristics of the facility, either for the periodic selection of accumulated liquid formation fluids, or for cyclic exposure to the facility, or for the transition from continuous operation of one facility to simultaneous separate operation several objects, or in case of alternate operation of the objects, while the liquid part of the formation fluid — water, liquid hydrocarbons — is sent to the pump intake, and the gas separated from the liquid part of the formation fluid without or using a gas separator is directed to the surface either separately by pipeline, or part of the gas is used to create a gas lift effect, mixing it with the liquid part of the fluid at a given depth.
18. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеряют параметры эксплуатационного объекта, расположенного выше электропогружного насоса и пакера, с помощью, по меньшей мере, одного измерительного прибора, установленного стационарно в перепускной системе или между ней и исследуемым объектом или вместе с электродвигателем насоса под или над ним, при этом измерительный прибор спускают либо на проволоке, либо на кабеле, либо на колонне штанг, либо на трубопроводе, расположенном внутри колонны труб, либо на колонне труб, соединяя с индивидуальным кабелем или с силовым кабелем для электропогружного двигателя, или с кабелем для привода регулирующего элемента, используя этот кабель для питания измерительного прибора и/или для передачи измеряемых параметров на поверхность, причем в качестве измерительного прибора используют либо расходомер механический или термоиндукционный, или электромагнитный, или вихревой, или ультразвуковой, либо манометр, либо термометр, либо уровнемер, либо плотномер, либо резистивиметр, либо микрофон, либо шумомер, либо датчик радиоактивности, либо видеокамеру, либо регистратор трассирующих агентов или компонент, характерных для пластового флюида исследуемого объекта.18. The method according to claim 1, characterized in that the parameters of the operational object located above the electric submersible pump and the packer are measured using at least one measuring device installed stationary in the bypass system or between it and the object under study or together with the electric motor pump under or above it, while the measuring device is lowered either on a wire or on a cable, or on a rod string, or on a pipe located inside a pipe string, or on a pipe string, connecting to an individual cable or with a power cable for an electric submersible motor, or with a cable for driving a regulating element, using this cable to power the measuring device and / or to transfer the measured parameters to the surface, and either a mechanical or thermo-induction or electromagnetic flow meter is used as the measuring device, or vortex, or ultrasonic, or pressure gauge, or thermometer, or level gauge, or densitometer, or resistivity meter, or microphone, or sound level meter, or radioactivity sensor, or video camera y or recorder tracer agents or components characteristic of the formation fluid investigated object.
19. Способ по п.4 или 18, отличающийся тем, что измеряют параметры потока пластового флюида, добываемого из исследуемого объекта, учитывая при этом его дебит, с помощью, по меньшей мере, одного индивидуального измерительного прибора или измерительного прибора, совмещенного с регулирующим элементом и установленного с возможностью его замены без подъема колонны труб, при этом его либо временно спускают в трубопровод, расположенный внутри колонны труб на заданную глубину, по меньшей мере, под одно устройство перекрестного течения на проволоке или на канате, или на геофизическом кабеле, или на оптоволоконном кабеле, или на колонне штанг, либо устанавливают на заданное время исследования в посадочное гнездо в гидравлическом канале перепускной системы перед или после спуска колонны труб с помощью канатной техники или на проволоке, или на кабеле, или на колонне штанг, причем измерительный прибор выполнен автономным или с возможностью передачи измеряемых параметров на поверхность по электропроводу или по гидроприводу через сплошную среду, или он выполнен в виде оптоволоконного кабеля, который спускают во внутрь или снаружи трубопровода или колонны труб, или с колонной штанг, либо сбрасывают измерительный прибор в свободном падении, причем в качестве измеряемых параметров потока флюида эксплуатационного объекта регистрируют его одну или несколько физических величин - расход, давление, температуру, профиль притока, обводненность, газосодержание и другие его физико-химические свойства, после чего определяют параметры и характеристики этого и другого эксплуатационных объектов.19. The method according to claim 4 or 18, characterized in that the parameters of the flow of formation fluid extracted from the test object are measured, taking into account its flow rate, using at least one individual measuring device or measuring device combined with a regulating element and installed with the possibility of replacing it without lifting the pipe string, while it is either temporarily lowered into the pipeline located inside the pipe string to a predetermined depth of at least one cross-flow device on the wire whether on a rope, or on a geophysical cable, or on a fiber optic cable, or on a rod string, or installed for a predetermined time of investigation into a seat in the hydraulic channel of the bypass system before or after lowering the pipe string using cable technology or on a wire or cable or on a rod string, and the measuring device is autonomous or with the possibility of transmitting the measured parameters to the surface through an electric wire or hydraulic drive through a continuous medium, or it is made in the form of a fiber optic cable spruce, which is lowered into the inside or outside of the pipeline or pipe string, or with a rod string, or the measuring device is dropped in free fall, moreover, one or several physical quantities are recorded as the measured parameters of the fluid flow of the production facility - flow, pressure, temperature, profile inflow, water cut, gas content and its other physicochemical properties, after which the parameters and characteristics of this and other operational facilities are determined.
20. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеряют параметры потока пластового флюида исследуемого объекта, отбивая динамический уровень с помощью эхолота, при этом определяют направление перетока флюида и его расход по образованному гидравлическому каналу перепускной системы, причем в момент остановки насоса поток флюида происходит в направлении объекта, с меньшим приведенным пластовым давлением, а при работе насоса пластовый флюид перетекает сверху-вниз, замеряют расход флюида по гидравлическому каналу на различных технологических режимах и определяют характеристики эксплуатируемых объектов и свойства их флюидов, причем изменяют технологический режим, по меньшей мере, одного эксплуатируемого объекта путем выполнения одной или нескольких операций - временное перекрытие притока флюида по гидравлическому каналу регулирующим элементом, изменение частоты вращения вала электропогружного насоса, изменение буферного давления, подача рабочего агента или части извлекаемого флюида с поверхности в затрубное пространство или в трубопровод с одновременной регистрацией динамики изменения обводненности извлекаемого флюида.20. The method according to claim 1, characterized in that the parameters of the flow of formation fluid of the test object are measured, beating off the dynamic level with an echo sounder, while determining the direction of fluid flow and its flow rate through the formed hydraulic channel of the bypass system, and at the time of stopping the pump, the fluid flow occurs in the direction of the object, with a lower reservoir pressure, and when the pump is operating, the formation fluid flows from top to bottom, measure the flow of fluid through the hydraulic channel at various technological modes ranges and determine the characteristics of the operated objects and the properties of their fluids, and change the technological mode of at least one operated object by performing one or more operations - temporarily blocking the fluid flow through the hydraulic channel by the regulating element, changing the shaft speed of the electric submersible pump, changing the buffer pressure , the supply of a working agent or part of the extracted fluid from the surface to the annulus or into the pipeline with the simultaneous registration of din Mikey changes in the water content of the recovered fluid.
21. Способ по п.1, отличающийся тем, что выше электропогружного насоса и выше объекта, расположенного над пакером, устанавливают, по меньшей мере, один дополнительный пакер, под дополнительным эксплуатируемым объектом, обеспечивают поступление потока жидкой части его флюида сверху вниз, либо в затрубное пространство под дополнительным пакером, либо к приему электропогружного насоса через гидравлический канал перепускной системы, совмещенный с уже образованным гидравлическим каналом перепускной системы или через дополнительный индивидуальный гидравлический канал, с возможностью управляемого перекрытия потока флюида с помощью регулирующего элемента и/или измерения его параметров с помощью измерительного прибора.21. The method according to claim 1, characterized in that at least one additional packer is installed above the electric submersible pump and above the object located above the packer, under the additional operated object, the flow of the liquid part of its fluid flows from top to bottom, or annular space under an additional packer, or to receive an electric submersible pump through the hydraulic channel of the bypass system, combined with the already formed hydraulic channel of the bypass system or through an additional individual alnal hydraulic channel, with the possibility of controlled shutoff of the fluid flow using a control element and / or measuring its parameters using a measuring device.
22. Способ по п.1 или 21, отличающийся тем, что внутри колонны труб спускают, по меньшей мере, два трубопровода, при этом используют первый из них для поступления потока жидкой части флюида из эксплуатационного объекта, расположенного выше пакера, к приему электропогружного насоса, а второй трубопровод используют либо для отвода свободного газа, либо для притока пластового флюида эксплуатационного объекта, расположенного над дополнительным пакером, через несколько или одно перепускное устройство, расположенное под нижним пакером.22. The method according to claim 1 or 21, characterized in that at least two pipelines are lowered inside the pipe string, the first of which is used to receive the flow of the liquid part of the fluid from the production facility located above the packer to receive an electric submersible pump and the second pipeline is used either to divert free gas, or for the inflow of formation fluid of the production facility located above the additional packer, through several or one bypass device located under the lower packer.
23. Способ по п.1 или 21, отличающийся тем, что для объекта, расположенного выше насоса и пакера, используют либо одно, соответствующее этому объекту, перепускное устройство, расположенное над или под, или напротив этого объекта, либо несколько перепускных устройств, разнесенных по глубине скважины, для каждого из которых выбирают регулировочные характеристики, таким образом, чтобы обеспечить заданный режим эксплуатации объекта или эффективность процесса сепарации газа от жидкости, или процесса разделения воды от нефти, при этом газообразную и более легкую часть пластового флюида без предварительного подпора электропогружным насосом направляют на поверхность по трубопроводу, расположенному внутри колонны труб и/или по затрубному пространству, а жидкую и более тяжелую часть пластового флюида направляют сверху вниз по трубопроводу, расположенному внутри колонны труб, без или с предварительным отстоем в затрубном пространстве.23. The method according to claim 1 or 21, characterized in that for the object located above the pump and the packer, use either one bypass corresponding to this object, a bypass device located above or below, or opposite to this object, or several bypass devices spaced along the depth of the well, for each of which adjusting characteristics are selected, so as to provide a given mode of operation of the facility or the efficiency of the process of separating gas from liquid, or the process of separating water from oil, while the lighter and lighter part of the formation fluid without prior back-up by an electric submersible pump is directed to the surface through a pipeline located inside the pipe string and / or through the annulus, and the liquid and heavier part of the formation fluid is directed from top to bottom through a pipe located inside the pipe string, without or with preliminary sludge in the annulus.
24. Способ по п.1 или 21, отличающийся тем, что для каждого из эксплуатируемых объектов, расположенных выше насоса и пакера, над верхним пакером устанавливают, по меньшей мере, один регулирующий элемент в гидравлический канал его индивидуальной перепускной системы или общей перепускной системы, причем регулирующий элемент располагают в перепускном устройстве, либо в трубопроводе, либо в дополнительном трубопроводе.24. The method according to claim 1 or 21, characterized in that for each of the operating objects located above the pump and the packer, at least one control element is installed above the upper packer in the hydraulic channel of its individual bypass system or common bypass system, moreover, the regulatory element is located in the bypass device, either in the pipeline or in an additional pipeline.
25. Скважинная установка для реализации способа, включающая электропогружной насос, спущенный в скважину на колонне труб, по крайней мере, с одним пакером, размещенным выше его приема, отличающаяся тем, что колонна труб с пакером оснащена перепускной системой, состоящей, по меньшей мере, из двух муфт перекрестного течения, спущенных на колонне труб и расположенных выше и ниже пакера, и, по крайней мере, из одного трубопровода, размещенного внутри колонны труб между муфтами перекрестного течения и изолированного от колонны труб, причем муфты перекрестного течения выполнены с эксцентричными каналами, сообщающимися с колонной труб, а также с радиальными и осевыми каналами, образующими вместе с трубопроводом гидравлический канал перепускной системы, обеспечивающий сообщение или разобщение между собой пространств над и под пакером с помощью, по меньшей мере, одного регулирующего элемента, установленного в перепускной системе.25. A downhole installation for implementing the method, comprising an electric submersible pump lowered into the well on a pipe string with at least one packer placed above its intake, characterized in that the pipe string with a packer is equipped with a bypass system consisting of at least from two cross-flow couplings, lowered on the pipe string and located above and below the packer, and at least one pipe placed inside the pipe string between the cross-flow couplings and isolated from the pipe string, the couplings The cross-flow is made with eccentric channels communicating with the pipe string, as well as with radial and axial channels, which together with the pipeline form the hydraulic channel of the bypass system, providing communication or separation between the spaces above and below the packer using at least one control element installed in the bypass system.
26. Скважинная установка по п.25, отличающаяся тем, что в муфте перекрестного течения радиальные каналы выполнены либо перпендикулярно оси скважины, либо под наклоном к ней в направлении потока - вниз для верхней муфты перекрестного течения и вверх для нижней муфты перекрестного течения, либо они выполнены попарно, располагаясь напротив друг друга или напротив радиальных сквозных каналов соответствующих регулирующих элементов, а осевой канал выполнен в виде посадочного гнезда для съемного регулирующего элемента, который выполнен в виде либо глухой пробки без или со сквозным осевым отверстием, гидравлически несвязанным с радиальным каналом муфты перекрестного течения, либо клапана с радиальным каналом со сквозным или несквозным осевым отверстием, расположенным снизу и/или сверху его, и гидравлически связанным с одной стороны с радиальным каналом муфты перекрестного течения, а с другой стороны - с трубопроводом или колонной труб, либо клапана-отсекателя для гидравлического канала перепускной системы, либо циркуляционного клапана механического действия, управляемого ударами с помощью канатной техники, либо измерительного прибора, причем перепускная система выполнена в соответствии с характеристиками соответствующего ей объекта, а ее радиальный канал, предназначенный для входа пластового флюида расположен ниже или выше, или напротив интервала перфорации соответствующего объекта или точки врезки в скважину бокового ствола.26. The downhole installation of Claim 25, wherein the cross-flow coupling has radial channels either perpendicular to the axis of the well or tilted thereto in the flow direction — down for the upper cross-coupling and up for the lower cross-coupling, or made in pairs, located opposite each other or opposite the radial through channels of the respective regulatory elements, and the axial channel is made in the form of a seat for a removable regulatory element, which is made in the form of a blind plug without or with a through axial hole hydraulically disconnected from the radial channel of the cross-flow coupling, or a valve with a radial channel with a through or through axial hole located below and / or above it and hydraulically connected on one side to the radial channel of the cross-coupling flow, and on the other hand, with a pipeline or pipe string, or a shut-off valve for the hydraulic channel of the bypass system, or a circulation valve of mechanical action, controlled by using a cable technique or a measuring device, and the bypass system is made in accordance with the characteristics of the object corresponding to it, and its radial channel, designed to enter the reservoir fluid is located lower or higher, or opposite the perforation interval of the corresponding object or the insertion point into the side well bore .
27. Скважинная установка по п.25, отличающаяся тем, что при наличии дополнительного эксплуатационного объекта она оснащена дополнительным пакером и дополнительной перепускной системой с соответствующей дополнительной муфтой, с возможностью, как гидравлического соединения между собой данного объекта и погружного насоса, так и их разобщения, с помощью соответствующего регулирующего элемента, при этом в зависимости от условий эксплуатации скважины она дополнительно оснащена одним или несколькими из элементов - измерительной системой, кабельным вводом, штуцером, герметизирующим штоком, кожухом, износостойким вкладышем, седлом, затвором, герметизирующим элементом, фиксатором, ниппелем, переходником, расходомером, перепускной системой для стравливания свободного газа, пружиной, хомутом для крепления кабеля, защитным кожухом гибкого элемента, регулятором в корпусе, ограничителем, импульсной трубкой или шлангом, штоком, сильфоном, гидроцилиндром, автономным устройством для отсекания потока, дополнительным трубопроводом внутри или снаружи колонны труб, электрораспределительным устройством, упором, центратором, скважинной камерой со съемным клапаном или глухой пробкой, или стабилизатором уровня жидкости, или регулятором давления газа, или автономным измерительным прибором для замера физических параметров потока пластового флюида, обратным клапаном и разъединителем колонны на верхнем конце трубопровода, дополнительным пакером над эксплуатируемыми объектами, вертлюгом, муфтой с эксцентриситетом, сепаратором газа, фильтром, песочным якорем, пескосборником, диспергатором, струйным аппаратом, устройством глушения, дополнительным пакером с разъединителем колонны под насосом, дополнительным насосом, дополнительным кабелем, сужающим устройством, шарниром, телескопическим соединением, электроприводным клапаном, гидроприводным клапаном.27. The downhole installation according to claim 25, characterized in that, if there is an additional operational facility, it is equipped with an additional packer and an additional bypass system with a corresponding additional coupling, with the possibility of hydraulic connection between this facility and the submersible pump, as well as their separation, using the appropriate regulatory element, while depending on the operating conditions of the well, it is additionally equipped with one or more of the elements - a measuring system, cable by an inlet, a fitting, a sealing rod, a casing, a wear-resistant liner, a saddle, a shutter, a sealing element, a clamp, a nipple, an adapter, a flow meter, an overflow system for bleeding free gas, a spring, a cable clamp, a protective cover of a flexible element, a regulator in the case , restrictor, impulse tube or hose, stem, bellows, hydraulic cylinder, autonomous device for cutting off the flow, additional piping inside or outside the pipe string, power distribution a single device, an abutment, a centralizer, a borehole chamber with a removable valve or a blind plug, or a liquid level stabilizer, or a gas pressure regulator, or an autonomous measuring device for measuring the physical parameters of the formation fluid flow, a check valve and a column disconnector at the upper end of the pipeline, an additional packer over operating facilities, swivel, eccentric clutch, gas separator, filter, sand anchor, sand collector, dispersant, jet apparatus, device jamming, with an additional packer with a column disconnector under the pump, an additional pump, an additional cable, a constriction device, a hinge, a telescopic connection, an electric actuator valve, a hydraulic actuator valve.
28. Скважинная установка для реализации способа, включающая электропогружной насос, спущенный в скважину на колонне труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным выше его приема, отличающаяся тем, что колонна труб с пакером оснащена перепускной системой, состоящей, по меньшей мере, из двух муфт радиального течения с радиальными каналами, расположенных выше и ниже пакера, и, по крайней мере, из одного трубопровода, размещенного внутри колонны труб между муфтами радиального течения и изолированного от колонны труб, при этом перепускная система выполнена с возможностью как гидравлического соединения между собой пространств, образующихся над и под пакером, через радиальные каналы муфт радиального течения, так и их разобщения, с помощью, по меньшей мере, одного регулирующего элемента, установленного внутри или снаружи перепускной системы.28. A downhole installation for implementing the method, comprising an electric submersible pump lowered into the well on a pipe string with at least one packer installed above its intake, characterized in that the pipe string with a packer is equipped with a bypass system consisting of at least of two radial flow couplings with radial channels located above and below the packer, and at least one pipeline located inside the pipe string between the radial flow couplings and isolated from the pipe string, system is adapted to both the hydraulic connection between a space formed above and below the packer, through the radial flow channels radial coupling and uncoupling them, by means of at least one control element mounted inside or outside the bypass system.
29. Скважинная установка по п.28, отличающаяся тем, что при наличии дополнительного эксплуатационного объекта она оснащена дополнительным пакером и дополнительной перепускной системой с соответствующим муфтами радиального течения, с возможностью как гидравлического соединения между собой данного объекта и погружного насоса, так и их разобщения, с помощью соответствующего регулирующего элемента, при этом в зависимости от условий эксплуатации скважины она дополнительно оснащена одним или несколькими из элементов - измерительной системой, кабельным вводом, штуцером, герметизирующим штоком, кожухом, износостойким вкладышем, седлом, затвором, герметизирующим элементом, фиксатором, ниппелем, переходником, расходомером, перепускной системой для стравливания свободного газа, пружиной, хомутом для крепления кабеля, защитным кожухом гибкого элемента, регулятором в корпусе, ограничителем, импульсной трубкой или шлангом, штоком, сильфоном, гидроцилиндром, автономным устройством для отсекания потока, дополнительным трубопроводом внутри или снаружи колонны труб, электрораспределительным устройством, упором, центратором, скважинной камерой со съемным клапаном или глухой пробкой, или стабилизатором уровня жидкости, или регулятором давления газа, или автономным измерительным прибором для замера физических параметров потока пластового флюида, обратным клапаном и разъединителем колонны на верхнем конце трубопровода, дополнительным пакером над эксплуатируемыми объектами, вертлюгом, муфтой с эксцентриситетом, сепаратором газа, фильтром, песочным якорем, пескосборником, диспергатором, струйным аппаратом, устройством глушения, дополнительным пакером с разъединителем колонны под насосом, дополнительным насосом, дополнительным кабелем, сужающим устройством, шарниром, телескопическим соединением, электроприводным клапаном, гидроприводным клапаном.29. The downhole installation according to p. 28, characterized in that if there is an additional operational facility, it is equipped with an additional packer and an additional bypass system with appropriate radial flow couplings, with the possibility of hydraulic connection between this facility and the submersible pump, as well as their separation, using the appropriate regulatory element, while depending on the operating conditions of the well, it is additionally equipped with one or more of the elements - a measuring system th, cable entry, fitting, sealing rod, casing, wear-resistant liner, seat, shutter, sealing element, retainer, nipple, adapter, flowmeter, bypass system for bleeding free gas, spring, cable clamp, protective cover of a flexible element, regulator in the housing, restrictor, impulse tube or hose, stem, bellows, hydraulic cylinder, autonomous device for cutting off the flow, additional piping inside or outside the pipe string, electric distribution An alternating device, an emphasis, a centralizer, a borehole chamber with a removable valve or a blind plug, or a liquid level stabilizer, or a gas pressure regulator, or an autonomous measuring device for measuring the physical parameters of the formation fluid flow, a check valve and a column disconnector at the upper end of the pipeline, an additional packer over operating facilities, swivel, eccentric clutch, gas separator, filter, sand anchor, sand collector, dispersant, jet apparatus, device Twomey jamming, additional packer with disconnecting the column below the pump, the additional pump, additional cable narrowing device hinge telescopic connection, electrically operated valve, hydraulically driven valve.
30. Скважинная установка для реализации способа, включающая электропогружной насос, спущенный в скважину на колонне труб с двумя пакерами, установленными выше его приема, отличающаяся тем, что для каждого эксплуатируемого объекта, расположенного выше пакера, колонна труб оснащена соответствующей ему перепускной системой, состоящей из муфты направленного течения с перепускными каналами, при этом она выполнена с возможностью гидравлического соединения, с одной стороны - с приемом электропогружного насоса через перепускное устройство, расположенное под нижним пакером, и через трубопровод, а с другой стороны - с данным объектом, либо через радиальный канал в муфте направленного течения при расположении его над пакерами, либо еще и через дополнительный трубопровод, размещенный концентрично или эксцентрично внутри колонны труб и изолированный от нее, при расположении этого объекта под пакером, а также перепускная система выполнена с возможностью гидравлического частичного или полного разобщения между собой пространств, образующихся над и под пакерами через перепускные каналы, с помощью либо двух, либо одного, регулирующего элемента, установленного в гидравлическом канале перепускной системы над верхним пакером.30. A downhole installation for implementing the method, comprising an electric submersible pump, lowered into a well on a pipe string with two packers installed above its intake, characterized in that for each operated facility located above the packer, the pipe string is equipped with a corresponding bypass system consisting of directional couplings with bypass channels, while it is made with the possibility of hydraulic connection, on the one hand, with the reception of an electric submersible pump through the bypass device, laid under the lower packer, and through the pipeline, and on the other hand, with this object, either through the radial channel in the directional flow coupling when it is located above the packers, or through an additional pipe placed concentrically or eccentrically inside the pipe string and isolated from it , when this object is located under the packer, as well as the bypass system is made with the possibility of hydraulic partial or complete separation between the spaces formed above and below the packers through the bypass channels ala, with either two or one regulating element mounted in the hydraulic bypass duct system above the upper packer.
31. Скважинная установка по п.30, отличающаяся тем, что одно перепускное устройство или одна муфта направленного течения выполнена в виде либо муфты перекрестного течения, либо муфты радиального течения, либо циркуляционной втулки, управляемой ударами яса канатного инструмента, либо скважинной камеры, при этом в зависимости от условий эксплуатации скважины она дополнительно оснащена одним или несколькими из элементов - измерительной системой, кабельным вводом, штуцером, герметизирующим штоком, кожухом, износостойким вкладышем, седлом, затвором, герметизирующим элементом, фиксатором, ниппелем, переходником, расходомером, перепускной системой для стравливания свободного газа, пружиной, хомутом для крепления кабеля, защитным кожухом гибкого элемента, регулятором в корпусе, ограничителем, импульсной трубкой или шлангом, штоком, сильфоном, гидроцилиндром, автономным устройством для отсекания потока, дополнительным трубопроводом внутри или снаружи колонны труб, электрораспределительным устройством, упором, центратором, скважинной камерой со съемным клапаном или глухой пробкой, или стабилизатором уровня жидкости, или регулятором давления газа, или автономным измерительным прибором для замера физических параметров потока пластового флюида, обратным клапаном и разъединителем колонны на верхнем конце трубопровода, дополнительным пакером над эксплуатируемыми объектами, вертлюгом, муфтой с эксцентриситетом, сепаратором газа, фильтром, песочным якорем, пескосборником, диспергатором, струйным аппаратом, устройством глушения, дополнительным пакером с разъединителем колонны под насосом, дополнительным насосом, дополнительным кабелем, сужающим устройством, шарниром, телескопическим соединением, электроприводным клапаном, гидроприводным клапаном.
31. The downhole installation according to claim 30, characterized in that one bypass device or one directional coupler is made in the form of either a cross-flow coupler, or a radial-flow coupler, or a circulation sleeve controlled by impacts of a wire rope tool box, or a borehole chamber, depending on the operating conditions of the well, it is additionally equipped with one or more of the elements - a measuring system, a cable entry, a fitting, a sealing rod, a casing, a wear-resistant liner, a saddle, a thief, a sealing element, a clamp, a nipple, an adapter, a flow meter, an overflow system for bleeding free gas, a spring, a cable clamp, a protective element of a flexible element, a regulator in the housing, a limiter, an impulse tube or hose, a rod, a bellows, a hydraulic cylinder, an autonomous a device for cutting off the flow, an additional pipe inside or outside the pipe string, an electric distribution device, an emphasis, a centralizer, a borehole chamber with a removable valve or a blind a side, or a fluid level stabilizer, or a gas pressure regulator, or a stand-alone measuring device for measuring the physical parameters of the formation fluid flow, a check valve and a column disconnector at the upper end of the pipeline, an additional packer over operating objects, a swivel, an eccentricity coupling, a gas separator, a filter , sand anchor, sand collector, dispersant, inkjet apparatus, jamming device, additional packer with column disconnector under the pump, additional pump m, optional cable, narrowing device hinge telescopic connection, electrically operated valve, hydraulically driven valve.
The text of the description is given in facsimile form. 