Патент на изобретение №2381352

(54) СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов. Техническим результатом является обеспечение возможности поочередной работы насосов, исключение возможности излива жидкости при их подъеме, исключение возможности срыва работы и преждевременного выхода из строя нижнего насоса, использование различных сочетаний электродвигателей и электропогружных насосов и обеспечение возможности более щадящего режима отбора из нижего пласта. Скважинная насосная установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, перепускное устройство, имеющее возможность открытия его от давления, верхний – плунжерный с колонной штанг и нижний – электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи. Нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик. Выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством. Электропогружной насос снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса. Верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу – с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном. Патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещено перепускное устройство. Нижний кожух оснащен сверху переводником с узлом герметизации кабеля и технологическими каналами, установленным между нижним насосом и его электродвигателем так, что вход этого насоса сообщен посредством технологических каналов с нижним кожухом. Плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха. Блок измерения оснащен демпфирующим центратором, взаимодействующим с нижним кожухом. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (книга Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. – М: «Недра», 1974. – Стр.89, рис.54). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего – по колонне лифтовых труб, верхнего – по эксплуатационной колонне скважины.

Недостатками установки являются: сложная конструкция, невозможность исследования пластов в процессе эксплуатации (определение забойных и пластовых давлений), при необходимости извлечения насоса он поднимается вместе с верхним пакером, что способствует его износу и снижению надежности работы установки, кроме того, в результате «поршневого» эффекта, создаваемого пакером при подъеме, происходит излив продукции из эксплуатационной колонны скважины. Расположение всасывающего клапана верхней секции насоса под пакером, а нагнетательного клапана – над пакером увеличивает вредное пространство насоса, что снижает его производительность. Кроме того, установка имеет малую производительность откачки продукции нижнего пласта из-за ограничений в диаметре плунжера нижней секции, который, исходя из принципа работы дифференциального насоса, должен иметь диаметр меньше, чем диаметр плунжера верхней секции. Следующим недостатком установки является то, что дифференциальный насос приводится в действие одной колонной штанг и отсутствует возможность раздельного регулирования производительности нижней и верхней секций насоса.

Известна также скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб но обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (книга “Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений” / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. – М.: «Недра», 1974. – Стр.106-107, рис.63а).

Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов. Другими недостатками установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей, кроме того, в связи с наличием двух кабелей повышается вероятность нарушения изоляции и выхода установки из строя, не решены вопросы исследования разобщенных пластов. Также данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является «Насосная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU 2291953, МПК Е21В 43/14, 47/00, опубл. 20.01.2007 Бюл. 2), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, при этом нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, при этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством, а электропогружной насос снизу может быть оснащен датчиком давления, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.

Недостатками данной установки являются конструктивная невозможность использования вставного плунжерного насоса, что усложняет процесс извлечения и ремонта этого насоса (это возможно только с колонной лифтовых труб), невозможность остановки при необходимости (например, производительность этого насоса значительно превосходит продуктивность нижнего пласта) электропогружного насоса, так как выход этого насоса так же не имеет возможности отсечения от внутритрубного пространства колонны лифтовых труб, при этом при добыче продукции нижнего пласта на входе электропогружного насоса создается пониженное давление, и происходит выделение газа, содержащегося в продукции нижнего пласта, что может привести при заполнении верхней части нижнего кожуха и достижению входа электропогружного насоса к срыву его работы, причем подъем полых штанг и кролонны лифтовых труб невозможно осуществлять без излива находящихся в них жидкостей, что ухудшает условия труда обслуживающих бригад, при этом данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении, а у датчика давления, подверженного постоянным вибрационным нагрузкам электродвигателя, большой разброс показаний, что приводит к снятию недостоверной информации и может привести к быстрейшему обводнению продуктивного нижнего пласта из-за неправильно выбранных режимов отбора.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить возможность поочередной работы насосов и возможности использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, и срыва работы нижнего насоса, обеспечив отбор газов из верхнего пространства нижнего кожуха, установкой переводника, входящего в состав нижнего кожуха, между электродвигателем и электропогружным насосом, расширяя при этом функциональные возможности установки благодаря возможности сочетания различных типов и видов электропогружных насосов и электродвигателей благодаря использованию устанавливаемого между ними переводника, при этом иметь возможность выбора более щадящего режима отбора из нижнего пласта из-за более точного снятия параметров этого пласта благодаря снижению вибрационных нагрузок на блок измерения от электродвигателя.

Техническая задача решается скважинной насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, перепускное устройство, открывающееся от давления, верхний – плунжерный с колонной штанг и нижний – электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, а выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством, при этом электропогружной насос снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.

Новым является то, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу – с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещено перепускное устройство, при этом нижний кожух оснащен сверху переводником с узлом герметизации кабеля и технологическими каналами, установленным между нижним насосом и его электродвигателем так, что вход этого насоса сообщен посредством технологических каналов с нижним кожухом, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, при этом блок измерения оснащен демпфирующим центратором, взаимодействующим с нижним кожухом.

Новым является также то, что под пакером установлено устройство для сброса газа из-под подпакерного пространства в хвостовик.

Фиг.1 – верхняя часть установки с верхним пластом.

Фиг.2 – нижняя часть установки с нижним пластом и пакером.

Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб 1 (фиг.1), кабель 2, пакер 3 (фиг.2), установленный между верхним 4 (фиг.1) и нижнем 5 (фиг.2) пластами, хвостовик 6, перепускное устройство 7, открывающееся от избыточного давления, верхний 8 (фиг.1) – плунжерный с колонной штанг 9 и нижний 10 (фиг.2) – электропогружной с электродвигателем 11 насосы для откачки продукции соответствующих пластов 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2), которые заключены в верхний 12 (фиг.1) и нижний 13 (фиг.2) кожухи, причем нижний кожух 13 электропогружного насоса 10 снабжен узлом герметизации кабеля 14 и сообщен снизу с подпакерным пространством 15 через хвостовик 6, а выход электропогружного насоса 10 сообщен патрубком 16 с верхним кожухом 12 (фиг.1), который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 17, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством 18. Электропогружной насос 10 (фиг.2) снизу оснащен измерительным блоком 19, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 10. Верхний кожух 12 (фиг.1) выполнен в виде втулки с боковым 17 и продольным 20 каналами, оснащенной технологическим патрубком 21, закрепленным сверху верхнего кожуха 12 и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб 1, а снизу – с боковым каналом 17, который снабжен предохранительным обратным клапаном 22. Патрубок 16, сообщающий выход нижнего насоса 10 (фиг.2) с колонной лифтовых труб 1 (фиг.1) через продольный канал 20 верхнего кожуха 12, также снабжен дополнительным обратным клапаном 23 (фиг.2), исключающий утечки через насос 10, выше которого размещено перепускное устройство 7. Нижний кожух 13 оснащен сверху переводником 24 с узлом герметизации 15 кабеля и технологическими каналами 25. Переводник 24 установлен между нижним насосом 10 и его электродвигателем 11 так, что вход этого насоса 10 сообщен посредством технологических каналов 25 с нижним кожухом 13. Плунжерный насос 8 (фиг.1) выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью патрубка 21 верхнего кожуха 12. Блок измерения 19 оснащен демпфирующим центратором 26 (выполненным в виде фильтра с эластичной манжетой снаружи – фиг.2 или пружинных центраторов и т.п., на фиг.2 не показаны), взаимодействующим с нижним кожухом 13.

Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.

В скважине 27 предварительно между пластами 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2) устанавливают пакер 6 (например, ПРО-ЯТ-О-122 с якорным узлом, выпускаемый НПФ «Пакер», г.Октябрьский) с установленной снизу подпакерной компоновкой 28 (например, фильтром (фиг.2), дополнительным хвотовиком, дозатором, отстойником и/или т.п. – на фиг. не показаны) проходным продольным каналом для хвостовика 6. В зависимости от производительности и глубины залегания нижнего пласта 5 подбирают насос 10 (чем выше продуктивность пласта, тем более производительным должен быть насос 10) и его электродвигатель 11 (чем глубже интервал залегания пласта 5, тем мощнее должен быть электродвигатель 11. После чего подобранный для выбранных нижнего насоса 10 и электродвигателя 11 переводник 24 соответствующими посадочными элементами соединяют с электродвигателем 11, через узел герметизации 14 которого протягиваю кабель 2 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой (или сросткой) – на фиг.2 не показаны). На электродвигатель 11 с измерительным блоком 19, оснащенный демпфирующим центратором 26 для снятия вибрации и исключения повреждения кабельного удлинителя, снаружи снизу надевают нижний кожух 13, герметично фиксируя его сверху на переводнике 24 (например, при помощи резьбы). Затем в скважину спускают хвостовик 6 и присоединяют хвостовик 6 нижним кожухом 13. После чего к переводнику 24 (например, фланцевым соединением – на фиг.2 не показано) прикрепляют сверху нижний насос 10, к которому сверху последовательно присоединяют дополнительный обратный клапан 23 и перепускное устройство 7 с патрубком 16, герметично присоединяемым снизу к верхнему кожуху 12 (фиг.1). Далее сверху к верхнему кожуху 12, оснащенному предохранительным обратным клапаном 22 в боковом канале 17 и технологическим патрубком 21, присоединяют колонну лифтовых труб 1, на которой всю конструкцию спускают в скважину 27 до герметичного взаимодействия продольного канала пакера 3 (фиг.2) с хвостовиком 6, что обеспечивается фиксатором (показан выше пакера условно) хвостовика 6, опирающегося на пакер 3, фиксирующегося и герметизирующегося в нем, а на устьевом индикаторе веса (на фиг. не показан) зафиксируется снижение веса установки.

После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана) с герметизацией выхода кабеля и с возможностью продольного перемещения колонны штанг 9 через устьевое сальниковое устройство (на фиг. не показано). Колонну штанг присоединяют к устьевому приводу (например, станок-качалка – на фиг.1 не показана), а кабель 2 к станции управления (на фиг. не показана).

Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 11 (фиг.2), вращающий ротор насоса 10. В результате продукция нижнего пласта 5 из подпакерпого пространства 15 через подпакерную компоновку 28, хвостовик 6, нижний кожух 13 и технологические каналы 25 переводника 24 проступает на вход нижнего насоса 10, который перекачивает поступающую продукцию по патрубку 16 через дополнительный клапан 23 и продольный канал 20 (фиг.1) верхнего кожуха 12 в лифтовую колонну труб 1.

При этом колонне штанг 9 при помощи привода придают возвратно поступательное движение, которое передается на плунжер 29 верхнего насоса 8. В результате продукция верхнего пласта 4 из надпакерного пространства 18 через боковой канал 17 и предохранительный клапан 22 поступает в технологический патрубок 21 и на вход верхнего насоса 8, который эту продукцию перекачивает в колонну лифтовых труб 1, где она смешивается с продукцией нижнего пласта 5 (фиг.2).

По лифтовой колонне труб 1 (фиг.1) продукция пластов 4 и 5 (фиг.2) при помощи соответствующих насосов 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2) понимается на поверхность.

При запуске установки рекомендуется сначала запускать нижний насос 10 для подъема уровня жидкости внутри колонны лифтовых труб 1 (фиг.1), для опрессовки всего лифта компоновки и сальниковых уплотнений.

Благодаря тому, что технологические каналы 25 (фиг.2) переводника 24 сообщают вход нижнего насоса 5 с верхом нижнего кожуха 13, в нем не скапливается выделившийся газ, потому что отбирается вместе с поступающей продукцией нижнего пласта 5. Это позволяет исключить ситуации срыва работы или выхода из строя нижнего насоса 10 из-за захвата скапливающегося газа.

В случаях срыва (несанкционированного извлечения) верхнего насоса 8 (фиг.1) из технологического патрубка или при извлечении верхнего насоса 8 для профилактики, ремонта или замены (так ресурс плунжерных насосов ниже электропогружных) предохранительный клапан 22 исключает попадание (задавливание) жидкости из колонны лифтовых труб 1 через боковой канал 17 и надпакерное пространство 18 в верхний пласт 4, так как в колонне лифтовых труб 1 уровень жидкости, поддерживаемый насосами 8 и 10 (фиг.2), выше гидростатического давления верхнего пласта 4 (фиг.1). При этом добыча продукции нижнего пласта 5 (фиг.2) нижним насосом 10 может продолжаться после герметизации устья скважины 27.

Для проведения исследований нижнего пласта 5 электродвигатель 11 и нижний насос 10 временно останавливают. По сигналам измерительного блока 19, которые передают на поверхность по кабелю 2, следят за изменением забойного давления и температуры (и/или других параметров) в подпакерном пространстве 15 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 5. При этом дополнительный клапан 23 отсекает возможное воздействие столба жидкости лифтовой колонны труб 1 (фиг.1), передаваемое через продольный канал 20 верхнего кожуха 12 и патрубок 16 на нижний насос 10, защищая его, что особенно важно в начальный момент при запуске этого насоса 10, исключая его преждевременный выход из строя. Верхний насос 8 (фиг.1) при этом может добывать продукцию верхнего пласта 4 в обычном режиме.

При большой газированности нижнего пласта 5 (фиг.2) между пакером 3 и фильтром 18 может быть установлено устройство для сброса газа 30 из-под подпакерного пространства 15 в хвостовик 6 (например, муфта с отвертсием или перепускным клапаном, открывающимся при накоплении определенного количества газа под пакером 3, и т.п. – на фиг.2 не показаны). Тем самым исключается сбор выделяющего из продукции нижнего пласта 5 газа в больших количествах непосредственно под пакером 3 с последующим его попаданием через фильтр 28, хвостовик 6 и нижний кожух 13 на вход нижнего насоса 10, что недопустимо по оговоренным выше причинам.

Измерительный блок 19 (фиг.2) может оснащаться различными видами датчиков (например, датчиком для измерения скорости потока жидкости, обводненности, % газа и т.д.) для исследования характеристик нижнего пласта 5. Наличие демпфирующего центратора 26 на измерительном блоке 19 позволяет согласно практическим данным увеличить точность снимаемых параметров до 10%, что позволяет более точно регулировать режим работы нижнего насоса 10 и повысить отбор продукции нижнего пласта 5 до 8% до его обводнения.

Для проведения исследований верхнего пласта 4 (фиг.1) верхний насос 8 временно останавливают вместе с нижним насосом 10 (фиг.2) и обычным образом снимают КВУ в надпакерном (межтрубном) пространстве 18 (фиг.1) скважины 27, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 4.

В ходе работы при необходимости любой из насосов 4 (фиг.1) или 5 (фиг.2) может быть остановлен, при этом другой насос 5 или 4 (фиг.1) может работать в обычном режиме, благодаря наличию обратных клапанов 22 и 23 (фиг.2).

Для извлечения установки из скважины 27 сначала в лифтовой колонне труб 9 создают избыточное давление, достаточное для открытия перепускного устройства 7 (например, разрушается предохранительная мембрана) (фиг.2), в результате уровень жидкости в колонне лифтовых труб 1 (фиг.1) сравняется с уровнем жидкости внутри скважины 27. Затем разбирают устьевую арматуру, извлекают вставной плунжерный насос 8 с колонной штанг 9. Так как колонна штанг 9 не полая, излива жидкости на устье не будет. За счет поднятия лифтовых труб 1 (фиг.1) извлекают всю установку на поверхность. Так как жидкость будет вытекать из установки через открытое перепускное устройство 7 (фиг.2), то излива жидкости на устье не будет, что делает извлечение установки более удобным для обслуживающего персонала. Разборку установки производят в обратной сборке последовательности. После чего при необходимости спускают колонну труб со съемником (на фиг. не показаны), при помощи которых после взаимодействия и захвата выводят пакер 3 (фиг.2) из рабочего в транспортное положение (распакеровывают) и извлекают на поверхность.

Переводник 24 (фиг.2) может быть изготовлен сборным из верхней и нижней частей (на фиг. не показаны) с различными видами соединения на концах для удобства подбора под различные виды компоновки электродвигателей 11 и электропогружных насосов 10.

Между электродвигателем 11 и переводником 24 возможна установка гидрозащиты (на фиг.2 показана условно).

Предложенная конструкция скважинной установки обеспечивает возможность поочередной работы насосов через лифтовую колонну труб за счет наличия обратных отсекающих клапанов и исключает возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину через перепускное устройство, при этом для упрощения установки и обслуживания скважинной установки можно использовать вставной плунжерный насос и исключить возможность срыва работы и преждевременного выхода из строя нижнего насоса за счет отбора выделившегося газа из верхнего пространства нижнего кожуха, а также позволяет использовать различные сочетания электродвигателей и электропогружных насосов благодаря применению устанавливаемого между ними переводника, причем благодаря более точным измерениям свойств нижнего пласта и выбора режима работы нижнего насоса повышается извлечение продукции этого пласта до его обводнения.

Формула изобретения

1. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, перепускное устройство, имеющее возможность открытия его от давления, верхний – плунжерный с колонной штанг и нижний – электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, а выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством, при этом электропогружной насос снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, отличающаяся тем, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу – с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещено перепускное устройство, при этом нижний кожух оснащен сверху переводником с узлом герметизации кабеля и технологическими каналами, установленным между нижним насосом и его электродвигателем так, что вход этого насоса сообщен посредством технологических каналов с нижним кожухом, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, при этом блок измерения оснащен демпфирующим центратором, взаимодействующим с нижним кожухом.

2. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов по п.1, отличающаяся тем, что под пакером установлено устройство для сброса газа из-под подпакерного пространства в хвостовик.

РИСУНКИ