RU2488689C1

RU2488689C1 - Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations

Info

Publication number: RU2488689C1
Application number: RU2012107612/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев; Вячеслав Иванович Никишов; Юрий Геннадьевич Губаев; Анатолий Петрович Сметанников; Виталий Анварович Байков; Владимир Григорьевич Волков; Петр Игоревич Сливка; Сергей Анатольевич Ерастов; Рушан Рафилович Габдулов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"
Priority date: 2012-02-29
Filing date: 2012-02-29
Publication date: 2013-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: unit includes a flow column, a sleeve with a shank, a bottom-hole submersible pump with a hydraulic nozzle, which is connected to an actuating rod arranged in the flow column; the latter are enclosed in the sleeve with a radial hole interconnected with a channel of the hydraulic nozzle above a packer, and an electric submersible pump with and inlet module and an electric motor. At the electric pump outlet there installed is a check valve interconnected with the flow column through an intermediate pipe, a jet ejector installed in the seat of a connecting coupling and located in the sleeve shank, and a cavity formed between the cylinder of the bottom-hole pump and the sleeve. In the connecting coupling there are radial channels at the level of the gap between ends of the shank and the intermediate pipe below the packer. Hydraulic nozzle is installed in the sleeve by means of cups so that it is borne against a collar with inner diameter that is larger than outer diameter of the jet ejector and fixed by means of an expanding collet with possibility of removing the bottom-hole pump and the jet ejector from the unit. In the sleeve there is a bypass channel connecting the volume below the bottom-hole pump to the inter-tube space above the packer through the cavity between the cylinder of the bottom-hole pump and the sleeve.EFFECT: higher operating reliability of the downhole pump unit.3 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной.The invention relates to the oil industry, in particular to borehole pumping units, and can be used for simultaneous-separate and alternate operation of two layers of one well.

Известна насосная пакерная установка для одновременно-раздельной, непрерывной, поочередной, периодической или комбинированной эксплуатации пластов скважины, содержащая спущенные в скважину на колонне труб насос, два пакера механического или гидравлического действия с кабельным вводом или без него, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой - между пластами. Насос выполнен с кожухом и размещен между пакерами или выше пакера, расположенного над верхним пластом. Кожух связан с пакером или с пакерами. Между кожухом и пакером размещен перепускной узел или газосепаратор либо струйный эжектор для стравливания газа. Насосная пакерная установка обеспечивает повышение надежности и функциональности работы и эффективности эксплуатации скважины, вскрывшей несколько пластов (Патент RU №2296213. Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.03.2007, бюл. №9). Недостатком известной насосной установки является недостаточная эффективность эксплуатации пластов скважиной из-за сложности и длительности ее обслуживания.Known pump packer installation for simultaneous, separate, continuous, alternate, periodic or combined operation of well strata, containing a pump lowered into a well on a pipe string, two packers of mechanical or hydraulic action with or without cable entry, one of which is installed above the upper formation, and the other between the layers. The pump is made with a casing and is placed between the packers or above the packer located above the upper layer. The casing is connected to a packer or to packers. Between the casing and the packer there is a bypass assembly or gas separator or jet ejector for bleeding gas. Pump packer installation provides increased reliability and functionality and operational efficiency of a well that has opened several layers (Patent RU No. 2296213. Pump packer installation for operation of well strata. - IPC: Е21В 43/14. - Publish. March 27, 2007, bull. No. 9 ) A disadvantage of the known pump installation is the lack of efficiency in the operation of formations by a well due to the complexity and duration of its maintenance.

Наиболее близкой к заявляемому изобретению является насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный плунжером с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние сопряжены с цилиндром штангового насоса и заключены в верхнем кожухе с боковым каналом, сообщающимся с входным каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания. На выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через канал, образованный между цилиндром штангового насоса и нижним кожухом, на конце которого выполнен хвостовик, которым насосная установка закреплена в пакере скважины (Патент RU №2339798. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.11.2008, бюл. 33).Closest to the claimed invention is a pump installation for simultaneous and separate operation of two layers, containing a column of elevator pipes, a packer, a submersible sucker rod pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected by a plunger to a drive rod located in the column of elevator pipes, the latter are interfaced with a rod pump cylinder and are enclosed in an upper casing with a lateral channel communicating with the inlet channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump OS with an input module for pumping product from the lower reservoir, the electric motor of which is hermetically connected to the power cable. At the outlet of the electric drive pump, a non-return valve is installed, which communicates with the annular space through a channel formed between the cylinder of the sucker rod pump and the lower casing, at the end of which there is a shank that secures the pump unit in the well packer (Patent RU No. 2339798. A pump unit for simultaneous and separate operation two layers in the well. - IPC: Е21В 43/14. - Publ. 27.11.2008, bull. 33).

Недостатком указанной насосной установки является сложность ее исполнения, снижающая надежность ее работы и увеличивающая продолжительность ремонта скважины.The disadvantage of this pumping unit is the complexity of its execution, which reduces the reliability of its operation and increases the duration of well repair.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение надежности работы скважинной насосной установки и уменьшение сроков ремонта скважины.The technical problem to be solved by the claimed invention is directed is to increase the reliability of a well pump installation and reduce the time for repairing a well.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб, втулку, пакер, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный с приводной полой штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке, имеющей радиальное отверстие, сообщающееся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания, причем на выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой, на последней выполнен хвостовик, которым насосная установка закреплена в пакере. Хвостовик втулки сообщается с обратным клапаном электроприводного насоса посредством промежуточной трубы и стыковочной муфты, а в полости хвостовика установлен струйный эжектор для отсоса газа из межтрубного пространства через радиальные каналы стыковочной муфты, сообщающиеся с межтрубным пространством через зазор, образованный между торцами хвостовика и промежуточной трубы ниже пакера, для чего в стыковочной муфте выполнено гнездо для посадки струйного эжектора, при этом гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена на буртике разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки, а во втулке выполнен обводной канал, сообщающий объем во втулке ниже гидравлической насадки с межтрубным пространством выше пакера через полость между цилиндром штангового насоса и втулкой.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers contains a column of elevator pipes, a sleeve, a packer, a sucker rod pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected to a drive hollow rod located in the column of elevator pipes, the latter are enclosed in a sleeve having a radial hole in communication with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module for pumping the product from the lower layer, the electric motor of which sealingly connected to the power cable, wherein the electrically powered pump outlet check valve in communication with the annulus through the cavity formed between the pump and the boom cylinder sleeve shank adapted at the last, which pump unit is fixed in the packer. The sleeve shank communicates with the check valve of the electric drive pump through the intermediate pipe and the coupling, and a jet ejector is installed in the cavity of the liner to exhaust gas from the annulus through the radial channels of the coupling, communicating with the annular space through the gap formed between the ends of the shank and the intermediate pipe below the packer why the docking sleeve has a socket for landing a jet ejector, while the hydraulic nozzle is installed in the sleeve using cuffs with a stop in the collar with an inner diameter larger than the outer diameter of the jet ejector, and is mounted on the collar by a expanding collet with the possibility of removing the sucker rod pump and jet ejector from the installation, and a bypass channel is made in the sleeve, communicating the volume in the sleeve below the hydraulic nozzle with the annulus above packer through the cavity between the cylinder of the sucker rod pump and the sleeve.

Согласно изобретению скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов дополнительно снабжена приспособлением для обратной промывки электроприводного насоса, которое устанавливается герметично одновременно на буртик втулки для гидравлической насадки и гнездо для струйного эжектора в стыковочной муфте с возможностью последующего удаления его из установки, канал которого сообщает выход электроприводного насоса с межтрубным пространством выше пакера через радиальные отверстия во втулке, а образованное пространство между приспособлением и втулкой сообщает полость лифтовых труб с межтрубным пространством ниже пакера через обводной канал, радиальные каналы в стыковочной муфте и зазор между торцами хвостовика и промежуточной трубы.According to the invention, the downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of the two layers is additionally equipped with a device for backwashing the electric drive pump, which is installed hermetically at the same time on the collar of the sleeve for the hydraulic nozzle and the socket for the jet ejector in the docking coupling with the possibility of its subsequent removal from the installation, the channel of which reports the output of the electric drive pump with the annulus above the packer through the radial holes in the sleeve, and images This space between the fixture and the sleeve is communicated by the cavity of the lift pipes with the annulus below the packer through the bypass channel, the radial channels in the docking sleeve and the gap between the ends of the shank and the intermediate pipe.

Согласно изобретению струйный эжектор и приспособление для промывки электроприводного насоса снабжены улавливающей головкой для захвата их цанговым инструментом, соединенным с канатом для их спуска и удаления с помощью геофизической лебедки.According to the invention, the jet ejector and the device for washing the electric drive pump are equipped with a catching head for gripping them with a collet tool connected to a rope for their descent and removal using a geophysical winch.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant 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 borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two formations. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution 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 technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".

На фиг.1 схематично показана компоновка скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов; на фиг.2 - то же, с приспособлением для обратной промывки электроприводного насоса; на фиг.3 - схема спуска и удаления струйного эжектора с помощью цангового инструмента; на фиг.4 - схема промывки межтрубного пространства выше пакера скважины.Figure 1 schematically shows the layout of a downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers; figure 2 is the same, with a device for backwashing the electric drive pump; figure 3 - diagram of the descent and removal of the jet ejector using a collet tool; figure 4 - scheme of washing the annular space above the packer well.

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб 1, втулку 2, пакер 3, установленный в стволе 4 скважины, штанговый погружной насос 5 с гидравлической насадкой 6 для откачки продукта из межтрубного пространства 7, сообщающейся с верхним пластом I, соединенный с приводной полой штангой 8, размещенной в колонне лифтовых труб 1, последние заключены во втулке 2 с радиальным отверстием 9, сообщающимся с каналом 10 гидравлической насадки 6 выше пакера 3, и электроприводной погружной насос 11 с входным модулем 12 для откачки продукта из межтрубного пространства 13, сообщающегося с нижним пластом II, электродвигатель 14 которого герметично соединен с кабелем 15 электропитания (Фиг.1). На выходе электроприводного насоса 11 установлен обратный клапан 16, сообщающийся с межтрубным пространством 6 выше пакера 3 через полость 17, образованную между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2, на которой выполнен хвостовик 19, закрепленный концом в пакере 3. Хвостовик 19 втулки 2 сообщается с обратным клапаном 16 электроприводного насоса 11 посредством промежуточной трубы 20 и стыковочной муфты 21. В полости хвостовика 19 установлен струйный эжектор 22 для отсоса газа из межтрубного пространства 13 ниже пакера 3. В стыковочной муфте 21 выполнено гнездо 23 для посадки струйного эжектора 22 и радиальные каналы 24, сообщающиеся с межтрубным пространством 13 через зазор 25, образованный между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20 ниже пакера 3. Гидравлическая насадка 6 установлена во втулке 2 с помощью манжет 26 с упором в буртик 27 с внутренним диаметром d₁, большим наружного диаметра d₂ струйного эжектора 22, и закреплена на буртике 27 разжимной цангой 28 с возможностью удаления штангового насоса 5 и струйного эжектора 22 из установки. Во втулке 2 выполнен обводной канал 29, сообщающий объем 30 во втулке 2 ниже гидравлической насадки 6 с межтрубным пространством 7 выше пакера 3 через полость 17 между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers contains a column of lift pipes 1, a sleeve 2, a packer 3 installed in the wellbore 4, a sucker-rod pump 5 with a hydraulic nozzle 6 for pumping product from the annular space 7, communicating with the upper layer I, connected to the drive hollow rod 8, located in the column of elevator pipes 1, the latter are enclosed in a sleeve 2 with a radial hole 9 in communication with the channel 10 of the hydraulic nozzle 6 above the packer 3, and an electric drive submersible 11 with an input unit 12 for pumping the product from the annulus 13 communicating with the lower stratum II, an electric motor 14 which is sealingly connected to the power cable 15 (Figure 1). At the outlet of the electric drive pump 11, a non-return valve 16 is installed, which communicates with the annular space 6 above the packer 3 through a cavity 17 formed between the cylinder 18 of the rod pump 5 and the sleeve 2, on which a shank 19 is made, fixed by the end in the packer 3. The shank 19 of the sleeve 2 is communicated with a check valve 16 of the electric drive pump 11 by means of an intermediate pipe 20 and a docking sleeve 21. A jet ejector 22 is installed in the cavity of the liner 19 to suck gas from the annulus 13 below the packer 3. In the docking sleeve 21 a jack 23 for seating the jet ejector 22 and radial channels 24 communicating with the annular space 13 through a gap 25 formed between the ends of the shank 19 and the intermediate pipe 20 below the packer 3 are inserted. The hydraulic nozzle 6 is installed in the sleeve 2 using cuffs 26 with an emphasis in the shoulder 27 with an inner diameter d ₁ greater than the outer diameter d _{2 of the} jet ejector 22, and is fastened to the flange 27 by an expanding collet 28 with the possibility of removing the rod pump 5 and the jet ejector 22 from the installation. A bypass channel 29 is made in the sleeve 2, communicating the volume 30 in the sleeve 2 below the hydraulic nozzle 6 with the annulus 7 above the packer 3 through the cavity 17 between the cylinder 18 of the rod pump 5 and the sleeve 2.

Скважинная насосная установка дополнительно снабжена приспособлением 31 для обратной промывки электроприводного насоса 11, которое устанавливается герметично одновременно на буртик 27 втулки 2 для гидравлической насадки 6 и гнездо 23 для струйного эжектора 22 в стыковочной муфте 21 с возможностью последующего удаления его из установки (Фиг.2). Канал 32 приспособления 31 сообщает выход электроприводного насоса 11 с межтрубным пространством 7 выше пакера 3 через радиальное отверстие 9 во втулке 2, а пространство 33 между приспособлением 31 и втулкой 2 сообщает полость 34 лифтовых труб 1 с межтрубным пространством 13 ниже пакера 3 через обводной канал 29, радиальные каналы 24 в стыковочной муфте 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20. Струйный эжектор 22 и приспособление 31 для промывки электроприводного насоса снабжены улавливающей головкой 35 для захвата их цанговым инструментом 36, соединенным с канатом 37 геофизической лебедки (не показана) для их спуска в насосную установку и удаления из нее (Фиг.3).The downhole pumping unit is additionally equipped with a device 31 for backwashing the electric drive pump 11, which is installed tightly simultaneously on the flange 27 of the sleeve 2 for the hydraulic nozzle 6 and the socket 23 for the jet ejector 22 in the coupling 21 with the possibility of its subsequent removal from the installation (Figure 2) . The channel 32 of the device 31 reports the output of the electric drive pump 11 with the annular space 7 above the packer 3 through the radial hole 9 in the sleeve 2, and the space 33 between the device 31 and the sleeve 2 communicates the cavity 34 of the lift pipes 1 with the annular space 13 below the packer 3 through the bypass channel 29 , radial channels 24 in the connecting sleeve 21 and the gap 25 between the ends of the shank 19 and the intermediate pipe 20. The jet ejector 22 and the device 31 for washing the electric drive pump are equipped with a catching head 35 for capturing them with a collet insert ments 36 connected with a rope 37 geophysical winch (not shown) for their descent into the pump unit and removed from it (Figure 3).

Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers works as follows.

Скважинная насосная установка может использоваться как для совместной добычи продукта при одновременной эксплуатации двух пластов, так и раздельной или поочередной эксплуатации пластов I и/или II.A downhole pumping unit can be used both for joint production of a product with simultaneous operation of two formations, and for separate or alternate operation of formations I and / or II.

В стволе 4 скважины между верхним I и нижним II пластами на определенной глубине устанавливают пакер 3 с каналом для хвостовика 19. Насосную установку в сборе спускают в ствол 4 скважины на колонне лифтовых труб 1 до герметичного входа хвостовика 19 и кабеля 15 электропитания электродвигателя 14 погружного насоса 11 в канал пакера 3. Затем в колонну лифтовых труб 1 спускают колонну полых штанг 8 со штанговым погружным насосом 5 до герметичной посадки гидравлической насадки 6 во втулке 2 с упором в буртик 27 с помощью манжет 26, при этом гидравлическая насадка 6 самопроизвольно закрепляется во втулке 2 разжимной цангой 28. Одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу штанговый погружной насос 5 возвратно-поступательным движением штанги 8 наземным приводом (не показан) и электроприводной погружной насос 11 подачей электропитания по кабелю 15 к электродвигателю 14 электроприводного погружного насоса 11.In the wellbore 4, between the upper I and lower II layers, a packer 3 with a channel for the liner 19 is installed at a certain depth. The pump assembly is lowered into the wellbore 4 on the column of elevator pipes 1 until the liner 19 is sealed and the electric motor cable 15 of the submersible pump 14 11 into the packer channel 3. Then, the column of hollow rods 8 with the rod submersible pump 5 is lowered into the column of elevator pipes 1 until the hydraulic nozzle 6 in the sleeve 2 is sealed tightly against the shoulder 27 using cuffs 26, while the hydraulic the adka 6 spontaneously fastens in the sleeve 2 with the expanding collet 28. At the same time, separately or separately, the sucker rod pump 5 is started to operate by the reciprocating movement of the rod 8 with a ground drive (not shown) and the electric drive submersible pump 11 by supplying power via cable 15 to the electric motor 14 of the electric drive submersible pump 11.

Поток флюида, нагнетаемый электроприводным насосом 11 из нижнего пласта II через промежуточную трубу 20, с напором проходит через сопло струйного эжектора 22, создавая разрежение перед его камерой смешения, увлекает за собой сепарированный газ из межтрубного пространства 13 ниже пакера 3 через радиальные каналы 22 стыковочной муфты 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20, поступает в камеру смешения струйного эжектора 22, где происходит смешение флюида с сепарированным газом, после чего смесь поступает в объем 21 ниже гидравлической насадки 6, из последней флюид поступает по обводному каналу 29 через полость 17 между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2 и полость колонны лифтовых труб 1 на устье скважины (не показано).The fluid flow pumped by the electric drive pump 11 from the lower reservoir II through the intermediate pipe 20, with a pressure passes through the nozzle of the jet ejector 22, creating a vacuum in front of its mixing chamber, entrains the separated gas from the annular space 13 below the packer 3 through the radial channels 22 of the coupling 21 and the gap 25 between the ends of the shank 19 and the intermediate pipe 20, enters the mixing chamber of the jet ejector 22, where the fluid is mixed with the separated gas, after which the mixture enters the volume 21 below the hydra influential nozzle 6, from the last fluid enters the bypass channel 29 through the cavity 17 between the cylinder 18 of the rod pump 5 and the sleeve 2 and the cavity of the column of elevator pipes 1 at the wellhead (not shown).

Поток флюида, нагнетаемый штанговым погружным насосом 5 из верхнего пласта I, проходя из межтрубного пространства 7 выше пакера 3 через радиальное отверстие 9 и канал 10 гидравлической насадки 6 посредством штангового погружного насоса 5, приводимого в действие полой штангой 8 наземным приводом, поднимается на устье скважины.The fluid flow pumped by the rod submersible pump 5 from the upper formation I, passing from the annulus 7 above the packer 3 through the radial hole 9 and the channel 10 of the hydraulic nozzle 6 by the rod submersible pump 5, driven by the hollow rod 8 by the ground drive, rises at the wellhead .

При одновременно-раздельной эксплуатации пластов I и II флюиды одновременно поднимаются в устье скважины по колонне лифтовых труб 1 от электроприводного насоса 11 и по полой приводной штанге 8 наземного привода от штангового погружного насоса 5. В этом случае флюиды пластов I и II не перемешиваются.During simultaneous and separate exploitation of formations I and II, fluids simultaneously rise at the wellhead along the column of elevator pipes 1 from the electric drive pump 11 and along the hollow drive rod 8 of the ground drive from the rod submersible pump 5. In this case, the fluids of the formations I and II are not mixed.

При одновременной эксплуатации двух пластов флюиды верхнего I и нижнего II пластов поднимаются в устье скважины и перемешиваются.With the simultaneous operation of two layers, the fluids of the upper I and lower II layers rise at the wellhead and mix.

Для замены струйного эжектора 22 сначала из втулки 2 через колонну лифтовых труб 1 извлекают штанговый погружной насос 5 с помощью штанги 8, затем с помощью цангового инструмента 36, спускаемого на канате 37 с помощью геофизической лебедки, захватывают улавливающую головку 35 на струйном эжекторе 22 и последний диаметром d₂ удаляют через буртик 27 с внутренним диаметром d₁ втулки 2 из колонны лифтовых труб 1 и аналогичным образом заменяют на другой.To replace the jet ejector 22, first, the submersible pump 5 is removed from the sleeve 2 through the column of elevator pipes 1 using the rod 8, then using the collet tool 36, lowered on the rope 37 using a geophysical winch, the catch head 35 is captured on the jet ejector 22 and the last with a diameter of d ₂ are removed through a collar 27 with an inner diameter of d _{1 of the} sleeve 2 from the column of elevator pipes 1 and are similarly replaced with another.

Для проведения обратной промывки электроприводного насоса 11 скважинной насосной установки сначала удаляют из колонны лифтовых труб 1 штанговый погружной насос 5 и струйный эжектор 22 указанными выше способами. Затем с помощью цангового инструмента 36 захватывают улавливающую головку 35 на приспособлении 31 для промывки и спускают на канате 37 геофизической лебедки по колонне лифтовых труб 1 в ступенчатую втулку 2 и герметично устанавливают одновременно на буртик 27 втулки 2 для гидравлической насадки 6 и гнездо 23 для струйного эжектора 22 в стыковочной муфте 21. В этом случае жидкость подается в ствол 4 скважины по колонне лифтовых труб 1, которая под напором проходит через обводной канал 20 и объем 30 во втулке 2 и промывает радиальные каналы 24 в стыковочной муфте 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20. Затем промывочная жидкость по межтрубному пространству 13 ниже пакера 3 поступает во входной модуль 12 электроприводного погружного насоса 11, последний нагнетает жидкость через обратный клапан 16 в межтрубное пространство 7 выше пакера 3, канал 32 приспособления 31 и радиальное отверстие 9 во втулке 2. После промывки электроприводного насоса 11 приспособление 31 удаляют цанговым инструментом 36 аналогично описанному выше способу.To carry out the backwash of the electric drive pump 11 of the downhole pump installation, the rod submersible pump 5 and the jet ejector 22 are first removed from the column of the lift pipes 1 by the above methods. Then, using the collet tool 36, the capture head 35 is captured on the flushing device 31 and lowered onto the geophysical winch rope 37 along the lift pipe string 1 into the stepped sleeve 2 and sealed simultaneously on the shoulder 27 of the sleeve 2 for the hydraulic nozzle 6 and the socket 23 for the jet ejector 22 in the connecting sleeve 21. In this case, the fluid is supplied to the wellbore 4 through the column of elevator pipes 1, which passes under pressure through the bypass channel 20 and the volume 30 in the sleeve 2 and flushes the radial channels 24 into the connecting coupling 21 and the gap 25 between the ends of the shank 19 and the intermediate pipe 20. Then the flushing fluid through the annulus 13 below the packer 3 enters the input module 12 of the electric drive submersible pump 11, the latter pumps the fluid through the check valve 16 into the annulus 7 above the packer 3, the channel 32 of the tool 31 and the radial hole 9 in the sleeve 2. After washing the electric drive pump 11, the tool 31 is removed with a collet tool 36 similar to the method described above.

Для промывки межтрубного пространства 7 скважины выше пакера 3 из втулки 2 через колонну лифтовых труб 1 с помощью штанги 8 извлекают штанговый погружной насос 5. Затем по колонне лифтовых труб 1 подают промывочную жидкость, которая под давлением проходит через радиальное отверстие 9 втулки 2 в межтрубное пространство 7 и выводится из нее в устье скважины (Фиг.4).To wash the annular space 7 of the well above the packer 3 from the sleeve 2 through the column of elevator pipes 1, a sucker rod pump 5 is removed using the rod 8. Then, the washing liquid is supplied through the column of the elevator pipes 1, which under pressure passes through the radial hole 9 of the sleeve 2 into the annulus 7 and is derived from it at the wellhead (Figure 4).

Использование предложенной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов значительно увеличит надежность работы скважинной насосной установки и повысит оперативность ремонта скважины.The use of the proposed borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers will significantly increase the reliability of the borehole pumping unit and increase the efficiency of well repair.

Технология одновременно-раздельной добычи и учета продукта на месторождениях с разнородными пластами с помощью предложенной скважинной насосной установки соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.The technology of simultaneous and separate production and metering of the product in fields with heterogeneous formations using the proposed borehole pumping unit complies with the requirements of the Mineral Protection Rules approved by the Resolution of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 dated June 06, 2003

Claims

1. A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers, comprising a column of elevator pipes, a sleeve, a packer, a rod submersible pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected to a drive hollow rod located in the column of elevator pipes, the latter are enclosed in a sleeve having a radial hole in communication with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module for pumping the product from the lower layer, a cat motor It is tightly connected to the power cable, and a check valve is installed at the outlet of the electric drive pump, which communicates with the annular space through the cavity formed between the rod pump cylinder and the sleeve, and on the latter there is a shank that secures the pump unit in the packer, characterized in that the sleeve shank communicates with a check valve of the electric drive pump by means of an intermediate pipe and a coupling, and a jet ejector is installed in the cavity of the liner for suctioning gas from between the tube space through the radial channels of the docking sleeve, communicating with the annular space through a gap formed between the ends of the shank and the intermediate pipe below the packer, for which a slot for fitting a jet ejector is made in the docking sleeve, while the hydraulic nozzle is installed in the sleeve using cuffs with an emphasis in flange with an inner diameter larger than the outer diameter of the jet ejector, and is mounted on the flange with a expanding collet with the possibility of removing the sucker rod pump and jet ejector from tanovki, and a bypass channel is made in the sleeve, communicating the volume in the sleeve below the hydraulic nozzle with the annulus above the packer through the cavity between the rod pump cylinder and the sleeve.

2. The downhole pump installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a device for backwashing the electric drive pump, which is installed tightly at the same time on the collar of the sleeve for the hydraulic nozzle and the socket for the jet ejector in the docking coupling with the possibility of its subsequent removal from the installation, the channel of which reports the output of the electric drive pump with the annulus above the packer through the radial holes in the sleeve, and the space formed between the device and the sleeve communicates the cavity of the lift pipes with the annulus below the packer through the bypass channel, the radial channels in the docking sleeve and the gap between the ends of the shank and the intermediate pipe.

3. The downhole pumping unit according to claim 2, characterized in that the jet ejector and the washing device for the electric drive pump are equipped with a catching head for gripping them with a collet tool connected to a rope for their descent and removal using a geophysical winch.