Глубиннонасосная нефтедобывающая установка (варианты)
DEEP-WELL PUMPING UNIT FOR OIL PRODUCING (VERSIONS)

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для добычи скважинной жидкости из глубоко расположенных нефтеносных пластов одной скважиной.
Известна система регулирования дебита скважины, содержащая несколько трубчатых элементов, закрепленных в обсадной трубе посредством пакеров. Каналы снабжены золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчика измерения параметра флюида, установленного в каждом канале и функционально связанного с процессором автоматического управления клапаном в соответствии с информацией, полученной от датчика. Трубчатые элементы закреплены в обсадной трубе верхним пакером, а входами соединены с муфтой направления раздельных потоков по разным каналам из разных пластов, которая центральным каналом соединена посредством хвостовика с заборщиком продукта из нижнего пласта скважины, закрепленным в обсадной трубе нижним пакером. Блок раздельной подачи и учета соединен патрубком с электроприводом погружного центробежного насоса, в котором помещен кабель связи для управления клапанами от кабеля электропитания и управления, связывающей электропривод насоса с пунктом электропитания и управления скважины. (Патент RU 2482267 С2. Система регулирования дебита скважины. - МПК: Е21В 43I12. - 20.05.2013).
Известна установка, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний пласты, двухсторонний погружной электродвигатель, герметически соединенный с электрическим кабелем, который приводными валами с обеих сторон соединен с верхним и нижним центробежными насосами. Верхний центробежный насос содержит несколько секций с возможностью последовательного повышения давления жидкости для подъема ее по колонне лифтовых труб и соединен снизу с приемным модулем, выполненным с боковыми каналами входа жидкости из верхнего пласта и нижнего центробежного насоса, и сообщающийся выходом с колонной лифтовых труб. Ствол пакера снизу соединен хвостовиком с приемным фильтром жидкости из нижнего пласта, а сверху - с входом нижнего центробежного насоса, последний снабжен выходным модулем, пристыкованным к низу погружного электродвигателя. Внутри выходного модуля размещены нижние приводной вал и устройство гидрозащиты электродвигателя. Приемный модуль верхнего центробежного насоса дополнительно снабжен скважинным фильтром и пристыкован к электродвигателю сверху. Внутри приемного модуля размещены верхние приводной вал и устройство гидрозащиты электродвигателя. Верхний центробежный насос выбран с производительностью, по меньшей мере, равной суммарному дебиту обоих пластов скважины при равной частоте вращения приводных валов электродвигателя. (Патент RU 2546685 С2. Глубиннонасосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. - МПК: Е21В 43I14, F04D 13I14. - 20.06.2014).
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, состоящая из двух блоков внутрискважинно-го оборудования. Первый блок содержит забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами с противоположным направлением якорных плашек, соединенные насосно-компрессорными трубами (НКТ). К стволу забойного пакера снизу присоединена НКТ с воронкой на конце. Опорный пакер оснащен снизу муфтой радиального течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены внутренний и наружный трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения. Снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик для забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого с манжетами подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами трубчатых элементов. Второй блок содержит колонну НКТ, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, связанным силовым кабелем с пунктом электропитания, и блок регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ), снабженный снизу ниппельными трубчатыми элементами раздвижного соединения с уплотнительными манжетами, образующими при сочленении трубчатых элементов раздвижное трубное соединение с коаксиальными каналами. БРПУ содержит регулировочные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с межтрубным надпакерным пространством, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи и кабельным разъемом с панелью управления, пропущенным через окно муфты для ввода кабеля связи из межтрубного надпакерного пространства, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов через запорные седла регулировочных клапанов, и блок телеметрической системы (ТМС) для измерения параметров пластовых флюидов и пластов, размещенный между электроприводом ЭЦН и БРПУ, соединенный кабелем связи с панелью управления. Силовой кабель и кабель связи пропускаются через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры с последующей герметизацией и соединены с пунктом электропитания и панелью управления. Колонна НКТ содержит подгоночный патрубок, который герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43I14. - 10.09.2015). Данная скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины принята за прототип.
Недостатком известных технических решений является способность гидродинамического сообщения скважинной жидкости из надпакерной полости с нефтеносными пластами скважины, вызываемого депрессией и, как следствие, происходит кольматаж пластов, а также сложность краткосрочного глушения скважин, что снижает качество извлекаемой нефти и эффективность эксплуатации нефтедобывающих скважин.
Основной задачей является повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин за счет купирования депрессии и снижения кольматажа нефтеносных пластов путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на депрессивные нефтеносные пласты скважины, а также временного накапливания пластовой нефти до определенного давления в скважине и возможность краткосрочного глушения скважин при демонтаже установки.
Техническим результатом является повышение дебита и качества извлекаемой нефти, снижение кольматажа вследствие купирования депрессии нефтеносных пластов скважины и возможность краткосрочного глушения скважин при демонтаже установки.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, в первом варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в меж-трубную полость, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель питания электродвигателя, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, согласно предложенному техническому решению, установка снабжена опорным пакером с кабельным вводом, образующим с выше упомянутым пакером межпакерную полость, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, содержащим датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые электроприводные клапана, установленные в обособленных каналах блока и связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления, и соединенным с нижним насосом двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом с нижним насосом и одним из обособленных каналов, сопряженный герметичным ниппельным соединением с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, а другим - с надпакерной полостью через окна, выполненные в стенке патрубка выше опорного пакера, и межпакерной полостью, через второй обособленный канал блока.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, во втором варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, пакер, разобщающий в скважине верхний и нижний нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, двухсторонний погружной электродвигатель, снабженный системой телеметрии, соединенный приводными валами с верхним и нижним центробежными насосами, при этом нижний насос снабжен выпускным модулем для выхода жидкости в межтрубную полость скважины, а верхний - сообщается с колонной лифтовых труб и снабжен приемным модулем для забора жидкости из межтрубной полости, силовой кабель, герметически соединенный с электродвигателем, причем верхний насос содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб, согласно предложенному техническому решению, установка дополнительно снабжена опорным пакером, образующим с выше упомянутым пакером межпакерную полость, и блоком регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей, состоящим из двух сопрягаемых частей с разъемными обособленными каналами, верхняя часть которого соединена с нижним насосом двухканальным патрубком с возможностью поворота в диаметральной плоскости, сообщающимся входами с обособленными каналами блока и выходами с нижним насосом и надпакерной полостью через окна в стенке патрубка, а нижняя часть блока - с хвостовиком вторым двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся выходами с обособленными каналами, а входами - с межпакерной полостью и хвостовиком, для чего в обособленных каналах верхней части блока размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней части - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапана, связанные телемеханической системой с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов, при этом в соединяемых частях блока закреплены прием-но-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной глубинно-насосной нефтедобывающей установке, в третьем варианте исполнения, содержащей колонну лифтовых труб, электроприводной центробежный насос с односторонним погружным электродвигателем, оснащенным блоком телеметрии, связанные силовым кабелем со станцией управления, блок регулирования потоков и учета извлекаемой жидкости, содержащий датчики контроля параметров пластовых жидкостей с контрольно-измерительными приборами на панели станции управления и регулируемые электроприводные клапана, связанные телемеханической системой и установленные в обособленных каналах блока, сообщающихся, с одной стороны, с приемным модулем насоса через радиальные окна и надпакерную полость, а с другой, - с нефтеносными пластами скважины, кабели связи, соединенные с приемно-передающими сборками кабельного разъема для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на панель с контрольно-измерительными приборами и станцию управления и команд управления электроприводными клапанами в обратном направлении, опорный пакер, соединенный с подводящим патрубком блока, и забойный пакер, разобщающий нефтеносные пласты в скважине, соединенный с хвостовиком для извлечения жидкости из нижнего пласта, согласно предложенному техническому решению, блок регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей состоит из двух соединяемых частей с разъемными обособленными каналами, в верхней части которых размещены датчики контроля параметров извлекаемых жидкостей и электроприводы регулируемых клапанов, а в нижней - датчики контроля параметров пластовых жидкостей и регулируемые клапана, управляемые электроприводами из верхней части блока приводными валами, снабженными подпружиненными кулачковыми муфтами с возможностью передачи регулируемым клапанам возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой и компенсации отклонений приводных валов при их стыковке, причем обе части блока стыкуются между собой герметичным ниппельным соединением с помощью центратора стыковки обособленных каналов и кулачковых муфт приводных валов регулируемых клапанов поворотом верхней части в диаметральной плоскости относительно насоса, при этом выходы обособленных каналов верхней части блока объединены отводным коллектором, сообщающимся через радиальные окна с надпакерной полостью, соединенный с насосом патрубком, внутри которого размещен кабель связи блока телеметрии электропривода насоса с датчиками контроля параметров извлекаемых пластовых жидкостей и электроприводами регулируемых клапанов, а нижняя часть блока соединена с хвостовиком двухканальным патрубком, герметически закрепленным в опорном пакере, сообщающимся одним каналом через хвостовик с нижним пластом, и другим - с межпакерной полостью скважины, при этом в соединяемых частях блока закреплены приемно-передающие сборки кабельного разъема кабелей связи телемеханической системы для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на станцию управления и команд управления клапанами в обратном направлении.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных вариантов глубиннонасосной нефтедобывающей установки, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых вариантов технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых вариантов технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые варианты технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленные варианты глубиннонасосной нефтедобывающей установки могут быть эффективно использованы на нефтедобывающих скважинах с глубоко расположенными нефтеносными пластами. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».
На фиг. 1 показана компоновка предлагаемой глубиннонасосной нефтедобывающей установки с двухсторонним ЭЦН и БРПУ, первый вариант; на фиг. 2 - то же, с двухсторонним ЭЦН и разъемным БРПУ, второй вариант; на фиг. 3 - то же, с разъемным БРПУ и односторонним ЭЦН, третий вариант.
Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, в первом варианте, содержит колонну лифтовых труб 1, двухсторонний погружной электродвигатель (ПЭД) 2, снабженный системой телеметрии 3, с приводными валами верхнего 4 и нижнего 5 центробежных насосов (ЦН), последний снабжен выпускным модулем 6 с боковыми каналами для выхода жидкости в надпакерную полость 7, а верхний ЦН 4 сообщается с колонной лифтовых труб 1 и соединен с входным модулем 8, выполненным с боковыми каналами для забора жидкости из надпакерной полости 7, силовой кабель 9 питания электропривода 2, забойный пакер 10, разобщающий верхний I и нижний II нефтеносные пласты, соединенный с хвостовиком 11, оснащенным приемным фильтром 12, для извлечения жидкости из нижнего нефтеносного пласта II, опорный пакер 13 с кабельным вводом, установленный под нижним ЦН 5, образующие межпакерную полость 14, и блок 15 регулирования потоков и учета извлекаемых жидкостей (БРПУ). БРПУ 15 содержит датчики 16 контроля параметров пластовых жидкостей (дебит, давление, температура, химический состав, рН, содержание воды и твердых частиц, склонность к образованию твердого осадка и удельное сопротивление) и регулируемые электроприводные клапана (РЭК) 17, установленные в обособленных каналах 18 и связанные кабелем связи 19 телемеханической системы (ТМС) с контрольно-измерительными приборами (КИП) на панели 20 станции управления (СУ) 21 через систему телеметрии 3 ПЭД 2. (Фиг. 1). БРПУ 15 соединен с нижним ЦН 5 двухканальным патрубком 22, закрепленным в опорном пакере 13, сообщающимся одним каналом с входом в нижний ЦН 5 и выходом из обособленного канала 18, соединенного с хвостовиком 11 стыковочным герметичным ниппельным соединением 23, а вторым каналом - с надпакерной полостью 7 через окна 24 в стенке патрубка 22 выше опорного пакера 13, и межпакерной полостью 14 через другой обособленный канал 18 БРПУ 15. Производительность нижнего ЦН 5, по меньшей мере, соответствует дебиту нижнего нефтеносного пласта II. Производительность верхнего ЦН 4, по меньшей мере, соответствует суммарному дебиту обоих пластов I и II, для чего ЦН 4 содержит несколько секций последовательного повышения давления скважинной жидкости для подъема ее по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины.
Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, во втором варианте, содержит опорный пакер 25, установленный в скважине над верхним пластом I, образующий с забойным пакером 10 межпакерную полость 14, и БРПУ 26, состоящий из двух сопрягаемых частей с разъемными обособленными каналами 27. Верхняя часть БРПУ 26 соединена с нижним НЦ 5 двухканальным патрубком 22 с возможностью поворота в диаметральной плоскости, сообщающимся входами с обособленными каналами 18, а одним выходом с входом в нижний НЦ 5 и другим - с надпакерной полостью 7 через окна 23 в стенке канала патрубка 22. Нижняя часть БРПУ 26 соединена с хвостовиком 11 вторым двухканальным патрубком 28, герметически закрепленным в опорном пакере 25, сообщающимся выходами с обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, а входами, - с межпакерной полостью 14 и хвостовиком 11, соответственно. (Фиг. 2). В обособленных каналах 27 верхней части БРПУ 26 размещены датчики 16 контроля параметров извлекаемых из пластов жидкостей и электроприводы 17 РЭК 29, а в нижней части - датчики 30 контроля параметров пластовых жидкостей и РЭК 29, управляемые электроприводами 17 из верхней части БРПУ 26 приводными валами 31 с подпружиненными кулачковыми муфтами 32 с возможностью после стыковки передачи РЭК 29 возвратно-поступательного аксиального движения винтовой парой приводных валов 31 и компенсации отклонений при их стыковке. Обе части БРПУ 26 стыкуются герметичным ниппельным соединением 33, оснащенным центратором стыковки (условно не показан) обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29. В соединяемых частях БРПУ 26 закреплены приемно-передающие сборки 34 кабельного разъема 35 кабелей связи для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на СУ 21 и команд управления электроприводами 17 РЭК 29 в обратном направлении, связанные ТМС с КИП на панели 20 СУ 21.
Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, в третьем варианте, содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН) 36 с односторонним погружным электроприводом (ПЭД) 37, оснащенным блоком телеметрии 3. (Фиг. 3). Выходы обособленных каналов 27 верхней части БРПУ 26 объединены отводным коллектором 38, сообщающимся с надпакерной полостью 7 через окна 39, подвижно соединенный с ЭЦН 36 патрубком 40, внутри последнего размещен кабель 41 связи системы телеметрии 3 ПЭД 37 с датчиками ТМС.
Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, по первому варианту, работает следующим образом.
Сначала из устья в ствол скважины спускают забойный пакер 10 с хвостовиком 11 с элементом стыковочного ниппельного соединения 23, оснащенным приемным фильтром 12, и закрепляют его в стволе скважины выше нижнего нефтеносного пласта II, для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов. Затем на колонне лифтовых труб 1 в ствол из устья скважины спускают последовательно соединяемые на поверхности БРПУ 15 с ответным элементом стыковочного ниппельного соединения 23 и кабелем связи 19, опорный пакер 13 с кабельным вводом и двухсторонний ПЭД 2, оснащенный системой телеметрии 3, герметически соединенный с силовым кабелем 9 питания от СУ 21, соединенный с обеих сторон приводными валами с нижним ЦН 5 с выпускным модулем 6 и верхним ЦН 4 с впускным модулем 8, до упора в ранее установленный с забойным пакером 10 элемент стыковочного ниппельного соединения 23 до полного герметичного их соединения. После этого опорный пакер 13 закрепляют в стволе скважины выше верхнего нефтеносного пласта I с образованием в стволе скважины межпакерной полости 14 и надпакерной полости 7. После монтажа нефтедобывающей установки в стволе скважины из устья скважины через кабель 9 включают электропитание ТМС при закрытых РЭК 17 в обособленных каналах 18, и по КИП на панели 20 СУ 21 проверяют, преимущественно, давление и влагосодержание нефтеносных пластов I и II. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с СУ 21 в БРПУ 15 поочередно открывают РЭК 17 и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через один обособленный канал 18 с открытым РЭК 17 БРПУ 15, омывая датчики 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, по каналу двухканального патрубка 22 через опорный пакер 13 и окна 25, выполненные в стенке патрубка 22, и пластовая жидкость из нефтеносного пласта II по хвостовику 11 через приемный фильтр 12, по второму обособленному каналу 18 БРПУ 15 и другому каналу двухканального патрубка 22, через нижний ЦН 5, выпускной модуль 6 и боковые каналы для выхода жидкости из него под собственным давлением заполняют надпакерную полость 7. После заполнения пластовыми жидкостями надпакерной полости 7 до уровня столба, выше входного модуля 8 верхнего ЦН 4, определяемого датчиком давления системы телеметрии 3 ПЭД 2, к СУ 21 подключают ПЭД 2, последний вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний ЦН 4 и нижний ЦН 5, соответственно, которыми извлекают пластовые жидкости из нефтеносных пластов I и II, параметры которых измеряются датчиками 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, смешиваемые в надпакерной полости 7, омывая своим течением систему телеметрии 3 и охлаждает ПЭД 2, из которой смешанные пластовые жидкости поступают в впускной модуль 8 через боковые каналы и верхним ЦН 4 скважинную жидкость с повышенным давлением поднимают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность.
Глубиннонасосная нефтедобывающая установка, по второму варианту, работает следующим образом.
Сначала из устья в ствол скважины спускают соединяемые на поверхности скважины забойный пакер 10 с герметически закрепленным хвостовиком 11, опорный пакер 25 с герметически закрепленным в нем двухканальным патрубком 28, соединенным каналами с соответствующими обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, снабженной нижними элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 с центратором стыковки обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающими сборками 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС.Спуск осуществляют до уровня положения забойного пакера 10 в стволе скважины выше нижнего нефтеносного пласта II, необходимого для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов, в котором последовательно закрепляют сначала забойный пакер 10, а затем и опорный пакер 25, с образованием межпакерной полости 14 и надпакерной полости 7. После этого на колонне лифтовых труб 1 из устья в ствол скважины спускают последовательно соединяемые на поверхности верхнюю часть БРПУ 26 с ответными элементами стыковочного ниппельного соединения 33 и двухсторонний ПЭД 2, оснащенный системой телеметрии 3, герметически соединенный с силовым кабелем 9 питания от СУ 21, с нижним ЦН 5 и верхним ЦН 4. Спуск осуществляют до упора в ранее установленные нижние элементы стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 нижней части БРПУ 26, при котором, по мере стыковки, одновременно под воздействием центратора разворачивается верхняя часть БРПУ 26 относительно нижнего ЦН 5 до осевого совмещения обособленных каналов 27 с кулачковыми муфтами 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающих сборок 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС в нижней части БРПУ 26, затем аксиально стволу скважины верхнюю часть БРПУ 26 опускают до полной стыковки с элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 и приемно-передающих сборок 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС на нижней части БРПУ 26, с последующим закреплением колонны лифтовых труб 1 в устье скважины. После монтажа нефтедобывающей установки в стволе скважины при закрытых РЭК 29 в обособленных каналах 27 БРПУ 26 из СУ 21 по силовому кабелю 9 через устье скважины включают электропитание ТМС, и по КИП на панели 20 СУ 21 проверяют, преимущественно, давление и влагосодержание нефтеносных пластов I и II. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с СУ 21 в БРПУ 26 поочередно открывают РЭК 29 и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через один из каналов двухканального патрубка 28, герметически закрепленного в опорном пакере 25, и обособленных каналов 27 с открытым РЭК 29, омывая датчики 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, по каналу двухканального патрубка 22 через окна 23 пластовая жидкость под собственным давлением поступает в надпакерную полость 7, и/или из нефтеносного пласта II по хвостовику 11 через другой канал двухканального патрубка 28, и второй обособленный канал 27 БРПУ 26 и другой канал двухканального патрубка 22, через нижний ЦН 5 и выпускной модуль 6 пластовая жидкость под собственным давлением заполняет надпакерную полость 7 скважины. После заполнения пластовыми жидкостями надпакерной межтрубной полости 7 скважины до уровня столба, выше впускного модуля 8 верхнего ЦН 4, определяемого датчиком давления системы телеметрии 3 ПЭД 2, с СУ 21 подключают ПЭД 2, последний вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний ЦН 4 и нижний ЦН 5, соответственно, которыми извлекают пластовые жидкости из нефтеносных пластов I и II, параметры которых измеряются датчиками 16 контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, смешиваемые в надпакерной полости 7 скважины, омывая своим течением систему телеметрии 3 и охлаждает ПЭД 2, из которой смешанные пластовые жидкости поступают в впускной модуль 8 через боковые каналы и верхним ЦН 4 несколькими секциями последовательного повышения давления скважинной жидкости последнюю поднимают по колонне лифтовых труб 1 на поверхность скважины.
По третьему варианту, глубиннонасосная нефтедобывающая установка работает следующим образом.
После спуска в ствол скважины и закрепления на должном уровне забойного пакера 10 с герметически закрепленным хвостовиком 11, необходимом для разобщения верхнего I и нижнего II нефтеносных пластов, опорного пакера 25 с герметически закрепленным в нем двухканальным патрубком 28, соединенным каналами с соответствующими обособленными каналами 27 нижней части БРПУ 26, снабженной нижними элементами стыковочного герметичного ниппельного соединения 33 с центратором стыковки обособленных каналов 27 и кулачковых муфт 32 приводных валов 31 РЭК 29 и приемно-передающими сборками 34 кабельного разъема 35 кабелей связи ТМС, затем осуществляют спуск последовательно соединяемых на поверхности верхнюю часть БРПУ 26 с ответными элементами стыковочного ниппельного соединения 33 и отводным коллектором 38 обособленных каналов 27, подвижно соединенную с односторонним ПЭД 37 ЭЦН 36 патрубком 40, внутри которого размещен кабель 41 связи системы телеметрии 3 ПЭД 37, герметически соединенным силовым кабелем 9 питания с СУ 21. Стыковку верхней части БРПУ 26 с нижней частью осуществляют в порядке, аналогичным выше описанному. При работе нефтедобывающей установки пластовая жидкость поступает в надпакерную полость 7 под пластовым давлением из обособленных каналов 27 через окна 39 отводного коллектора 38.
При депрессии одного из нефтеносных пластов I или II, или несоответствия пластовых жидкостей требуемым параметрам, определяемых датчиками БРПУ, депрессия соответствующего нефтеносного пласта I или II купируется путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на депрессивный пласт перекрытием сообщения его с надпакерной полостью 7 соответствующим РЭК в обособленном канале БРПУ, снижая тем самым кольматаж нефтеносных пластов. Одновременно пластовая жидкость из другого нефтеносного пласта I или II поступает через надпакерную полость 7 в ЦН и перекачивается по колонне лифтовых труб 1 на поверхность. При этом, в том или другом отсеченном депрессивном нефтеносном пласте I или II скважины происходит накапливание нефти до необходимого давления, определяемого датчиками давления в обособленных каналах БРПУ, в последнем, по мере накапливания нефти в скважине, РЭК открывает сообщение из соответствующего пласта I или II в надпакерную полость.
Использование предлагаемых вариантов глубиннонасосной нефтедобывающей установки позволяет повысить дебит и качество извлекаемой нефти, снизить кольматаж депрессивных нефтеносных пластов путем отсечения гидродинамического воздействия надпакерной скважинной жидкости на тот или иной депрессивный пласт и купирование посредством перекрытия сообщения его с надпакерной полостью соответствующим РЭК через обособленные каналы БРПУ, а также за счет временного накапливания в скважине пластовой нефти до определенного давления и возможности краткосрочного глушения скважин.