RU2203396C2

RU2203396C2 - Process of extraction of liquid and gas from well and sucker-rod pump plant for its embodiment

Info

Publication number: RU2203396C2
Application number: RU2001114225/03A
Authority: RU
Inventors: В.Л. Грабовецкий
Original assignee: Грабовецкий Владимир Леонидович
Priority date: 2001-05-23
Filing date: 2001-05-23
Publication date: 2003-04-27

Abstract

FIELD: oil industry, operation of wells with high gas-oil ratio. SUBSTANCE: process can also be employed in wells operated at dynamic levels at intake of sucker-rod pump. According to process sucker-rod pump is mounted that in extreme upper position of plunger its space above plunger hydraulically communicates with space under it. Free gas in process of operation is sucked from tubular annulus of well by sucker-rod pump plant. At same time coefficient of admission is raised and hydraulic shocks are eliminated by way of keeping dynamic level at intake of sucker-rod pump plant with provision for separation of liquid flow. It is injected from hollow rods into hole clearance between tubing string and solid rods. In each pumping cycle separated liquid is directed into collector located between tubing string and hollow rods and at end of upward stroke of plunger separated liquid from collector is injected into internal space of cylinder through throttling device. Injection of flow liquid from hollow rods into hole annulus is ensured in zone where pressure in flow of liquid is below saturation pressure. Device comprises cylinder with intake valve and plunger with pressure valve. Device is fitted with filter having radial holes. Filter is positioned in tubing string. Hollow rod passes through filter. It is connected to plunger and hollow rods. In zone where pressure in flow of liquid is below saturation pressure hollow rods are linked to solid rods by means of coupling with conduits for passage of extracted liquid. Cylinder is joined to tubing string with the use of branch pipe. Longitudinal conical conduit is made in its internal surface. There is mounted guiding pipe inside which ribs are positioned over circumference to center plunger with reference to axis of cylinder at end of upward stroke. Collector is placed between tubing string and hollow rods. It is so implemented that separated liquid is collected in amount needed for optimal operation with coefficient of admission of sucker-rod pimp plant in each pumping cycle. EFFECT: raised output of oil, increased operational reliability of ground and underground deep-seated equipment, reduced service expenses, decreased dimensions of plant. 2 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, а также для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса. The invention relates to the oil industry and is intended for the operation of wells with a high gas factor, as well as for wells where operation is carried out at dynamic levels at the intake of a sucker rod pump.

Известен глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа, состоящий из двух ступеней нагнетания, выполненных в цилиндре со всасывающим клапаном за счет применения плунжера, оборудованного полым штоком с радиальными отверстиями и имеющего два нагнетательных клапана: один - в нижней части, другой - в верхней части, причем полый шток плунжера проходит внутрь глубинного насоса через сальниковое уплотнение пары: металл - металл. [1]
Недостаток глубинного насоса заключается в следующем: при низких динамических уровнях насос не может откачивать свободный газ из межтрубного пространства скважины без присутствия жидкости. Это связано с тем, что в насосе есть вредное пространство, заключенное между нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасывающим клапаном.A well-known deep-well pump for wells producing products with a high gas content, consisting of two injection stages made in a cylinder with a suction valve through the use of a plunger equipped with a hollow stem with radial openings and having two pressure valves: one in the lower part, the other in the upper part, and the hollow piston rod passes into the deep pump through the stuffing box seal of the pair: metal - metal. [1]
The downside pump has the following drawback: at low dynamic levels, the pump cannot pump free gas from the annulus of the well without the presence of fluid. This is due to the fact that the pump has a harmful space enclosed between the discharge valve of the plunger in its lowermost position and the suction valve.

Кроме этого, в процессе эксплуатации под воздействием многих факторов нарушается герметичность всасывающего клапана, и когда плунжер в цилиндре совершает движение вниз, часть жидкости выдавливается обратно в скважину, в результате подача насоса уменьшается. Если насос вместо жидкости будет откачивать свободный газ, его утечки через клапанную пару будут во много раз выше, так как вязкость газа во много раз меньше чем у жидкости. In addition, during operation, under the influence of many factors, the tightness of the suction valve is violated, and when the plunger in the cylinder moves downward, part of the liquid is squeezed back into the well, as a result, the pump flow decreases. If the pump instead of the liquid pumps out free gas, its leakage through the valve pair will be many times higher, since the viscosity of the gas is many times lower than that of the liquid.

Известен способ эксплуатации скважины [2]. Способ включает спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине, разгрузку части веса подъемной колонны с опорой хвостовика на забой скважины, при этом породы в продуктивном пласте разуплотняют, кроме этого, скважину оборудуют глубинным насосом и запускают в работу, причем в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью, а после запуска скважины в работу периодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тысячам ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого, перекрытие выкидной линии повторяют чаще, при этом степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины изменяют. A known method of operating a well [2]. The method includes lowering into the well a lifting column of pipes with a filter and a shank of variable cross-section in depth, unloading part of the weight of the lifting column with the liner resting on the bottom of the well, while the rocks in the reservoir are decompressed, in addition, the well is equipped with a deep pump and put into operation, moreover as a depth pump, a sucker-rod plunger pump is used, made in such a way that in the extreme upper position of the plunger its supra-plunger part is hydraulically connected to the sub-plunger part, and after the drill hole in operation periodically with a frequency of 1-2 times a month block the flow line of the well at the wellhead for a time corresponding to 30-40 thousand strokes of the plunger and until the well production rate increases, in the future, when the well production rate decreases below the permissible value, the flow line overlap is repeated more often while the degree of unloading the weight of the lifting column to the bottom of the well is changed.

Недостатки способа эксплуатации скважины в следующем:
1. При низких динамических уровнях в полости цилиндра насоса в конце восходящего хода, когда подплунжерная часть сообщается с надплунжерной, создаются большие динамические ударные нагрузки, передающиеся на подвеску штанг, насосно-компрессорные трубы, станок-качалку и клапана насос а, в результате снижается ресурс работы этого оборудования, а в отдельных случаях может произойти их разрушение.The disadvantages of the method of operating the well in the following:
1. At low dynamic levels in the cavity of the pump cylinder at the end of the upward stroke, when the sub-plunger part communicates with the super-plunger, large dynamic shock loads are transmitted to the rod suspension, tubing, pumping unit and pump valve a, resulting in a reduced resource the operation of this equipment, and in some cases, their destruction may occur.

2. При динамических уровнях на приеме насоса уменьшается коэффициент его наполнения, это связано с тем, что в подплунжерную часть насоса в конце восходящего хода из надплунжерной части поступает неотсепарированная жидкость, а так как она входит в область пониженного давления, из нее в первую очередь будет прорываться газ, в результате чего при ходе плунжера вверх от нижней точки из жидкости, которая остается во вредном пространстве, выделяется газ, занимая определенный объем в цилиндре. Таким образом, в каждом цикле откачки количество поступаемой жидкости из межтрубного пространства в насос будет уменьшаться на величину этого объема. 2. At dynamic levels at the pump intake, its filling coefficient decreases, this is due to the fact that an unseparated liquid enters the subplunger part of the pump at the end of the upward stroke from the supraplunger part, and since it enters the reduced pressure region, it will be primarily gas breaks out, as a result of which, when the plunger moves upward from the bottom point, gas is released from the liquid that remains in the harmful space, occupying a certain volume in the cylinder. Thus, in each pumping cycle, the amount of liquid supplied from the annulus to the pump will decrease by the value of this volume.

3. За счет применения в глубинном насосе кожуха увеличиваются его диаметральные размеры и металлоемкость. 3. Due to the use of a casing in the deep pump, its diametrical dimensions and metal consumption increase.

Техническая задача - увеличение добычи нефти, повышение надежности работы наземного и подземного глубинно-насосного оборудования, сокращение эксплуатационных затрат, уменьшение диаметральных размеров штанговой насосной установки. The technical task is to increase oil production, increase the reliability of ground and underground deep-well pumping equipment, reduce operating costs, and reduce the diametrical dimensions of the sucker rod pump unit.

Техническая задача выполняется следующим образом. На добывающей скважине в процессе эксплуатации из межтрубного пространства откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, которую выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, при этом штанговая насосная установка отличается тем, что снабжена фильтром с радиальными отверстиями, размещенным в насосно-компрессорных трубах, при этом через фильтр проходит полый шток, соединенный с плунжером и полыми штангами, а в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги соединены со сплошными штангами посредством муфты с каналами для прохода добываемой жидкости, при этом цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб при помощи патрубка, где на внутренней поверхности выполнен продольный конический канал, и направляющей трубы, внутри которой по окружности размещены ребра для центрирования плунжера в конце восходящего хода относительно оси цилиндра, причем накопитель между колонной насосно-компрессорных труб и полых штанг выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки. The technical task is performed as follows. At the production well during operation, free gas is pumped out of the annulus with a sucker rod pump installation, which is performed in such a way that in the extreme upper position of the plunger its supra-plunger part is hydraulically connected to the sub-plunger part, while the filling coefficient is simultaneously increased in it and hydraulic shocks are eliminated by maintaining dynamic level at the intake of the sucker rod pump unit with separation of the fluid flow that is introduced from the hollow rods into the annular the space between the tubing string and the solid rods, while in each pumping cycle, the separated fluid is sent to the reservoir between the tubing string and the hollow rods, and at the end of the upward stroke of the plunger, the separated fluid from the reservoir is introduced into the inner cavity of the cylinder through a throttling device moreover, the introduction of the fluid flow from the hollow rods into the annular space is provided in the area where the pressure in the fluid flow is below the saturation pressure, while the sucker rod The tanowka is characterized in that it is equipped with a filter with radial holes located in the tubing, while a hollow rod connected to the plunger and hollow rods passes through the filter, and in the area where the pressure in the fluid flow is lower than the saturation pressure, the hollow rods are connected to continuous rods by means of a coupling with channels for the passage of produced fluid, while the cylinder is connected to the tubing string using a pipe, where a longitudinal conical channel is made on the inner surface, and guides pipe, inside of which there are ribs around the circumference for centering the plunger at the end of the upward stroke relative to the axis of the cylinder, and the accumulator between the tubing string and hollow rods is made in such a way that the separated liquid is accumulated in it in an amount that is necessary for optimal operation the filling ratio of the sucker rod pump unit in each pumping cycle.

На фиг. 1, 2, 3 и 4 изображена штанговая насосная установка в разрезе, общий вид. Стрелки на фиг. 1 показывают направление движения добываемой жидкости и выделяющейся из нее отсепарированной жидкости. In FIG. 1, 2, 3 and 4 shows a rod pump installation in the context, a General view. The arrows in FIG. 1 show the direction of movement of the produced fluid and the separated fluid released from it.

Штанговая насосная установка состоит из цилиндра 17 со всасывающим клапаном 20, плунжера 16 с нагнетательным клапаном 18, фильтра 9 с радиальными отверстиями 10, который размещен в насосно-компрессорных трубах 5, при этом через фильтр 9 проходит полый шток 8, соединенный с плунжером 16 и полыми штангами 6, а в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, полые штанги 6 соединены со сплошными штангами 1 посредством муфты 3 с каналами 4 для прохода добываемой жидкости, при этом цилиндр 17 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 5 при помощи патрубка 14, где на внутренней поверхности выполнен продольный конический канал 13, и с помощью направляющей трубы 12, внутри которой по окружности размещены ребра 11 для центрирования плунжера 16 в конце восходящего хода относительно оси цилиндра 17, причем накопитель 7 между полыми штангами 6 и насосно-компрессорными трубами 5 выполнен таким образом, чтобы в нем накапливалась отсепарированная жидкость в количестве, которое необходимо для оптимальной работы по коэффициенту наполнения штанговой насосной установки в каждом цикле откачки. The sucker rod pump installation consists of a cylinder 17 with a suction valve 20, a plunger 16 with a discharge valve 18, a filter 9 with radial holes 10, which is placed in the tubing 5, while the hollow rod 8 passes through the filter 9, connected to the plunger 16 and hollow rods 6, and in the zone where the pressure in the fluid flow is lower than the saturation pressure, the hollow rods 6 are connected to the solid rods 1 by means of a sleeve 3 with channels 4 for the passage of the produced fluid, while the cylinder 17 is connected to the tubing string 5 pr and using a pipe 14, where a longitudinal conical channel 13 is made on the inner surface, and using a guide pipe 12, inside of which ribs 11 are arranged around the circumference to center the plunger 16 at the end of the upward stroke relative to the axis of the cylinder 17, with the drive 7 between the hollow rods 6 and tubing 5 is designed so that it separates the separated liquid in the amount that is necessary for optimal operation according to the fill factor of the sucker rod pump unit in each pump cycle ki.

Способ добычи жидкости и газа из скважины с помощью штанговой насосной установки осуществляется следующим образом. При подземном ремонте на насосно-компрессорных трубах в скважину на заданную глубину спускают штанговую насосную установку в собранном виде, как это изображено на фиг. 1 - 4. Откачка газожидкостной смеси, поступающей из пласта, и свободного газа, скапливающегося в межтрубном пространстве, и нагнетание их на земную поверхность осуществляется в следующей последовательности. При ходе плунжера 16 вверх нагнетательный клапан 18 закрывается под действием собственного веса и давления столба жидкости, действующего на него сверху, и под плунжером 16 в цилиндре 17 создается разрежение, в результате чего из межтрубного пространства, приподнимая всасывающий клапан 20, во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 начинает поступать газожидкостная смесь или свободный газ. Одновременно из кольцевого зазора 15, существующего между полым штоком 8 и цилиндром 17, за счет перемещения плунжера 16 вытесняется отсепарированная жидкость в накопитель 7, где она постоянно накапливается в процессе эксплуатации. A method of producing liquid and gas from a well using a sucker rod pump unit is as follows. In underground repairs on tubing, a sucker rod pump assembly is lowered to a predetermined depth in the assembled form, as shown in FIG. 1 - 4. The pumping of the gas-liquid mixture coming from the reservoir, and the free gas accumulating in the annulus, and pumping them to the earth's surface is carried out in the following sequence. When the plunger 16 moves up, the discharge valve 18 closes under the action of its own weight and the pressure of the liquid column acting on it from above, and under the plunger 16 in the cylinder 17, a vacuum is created, as a result of which the suction valve 20 is lifted from the annulus to the cylinder internal cavity 19 17, a gas-liquid mixture or free gas begins to flow. Simultaneously, from the annular gap 15 existing between the hollow rod 8 and the cylinder 17, due to the movement of the plunger 16, the separated liquid is displaced into the accumulator 7, where it constantly accumulates during operation.

В конце восходящего хода, когда нижний торец плунжера 16 в цилиндре 17 входит в контакт с продольным конусным каналом 13, образуется щель, через которую во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 из накопителя 7 начинает поступать отсепарированная жидкость под действием давления столба жидкости, присутствующего в насосно-компрессорных трубах, причем отсепарированная жидкость, проходя через щель, дросселируется, что способствует дополнительному выделению из нее газа непосредственно во внутренней полости 19 цилиндра 17, при этом отсепарированная жидкость стремится занять нижнее положение в нем, а газ, соответственно, верхнее. At the end of the upward stroke, when the lower end of the plunger 16 in the cylinder 17 comes into contact with the longitudinal conical channel 13, a gap is formed through which the separated liquid begins to flow into the internal cavity 19 of the cylinder 17 from the accumulator 7 under the action of the pressure of the liquid column present in the pump compressor pipes, and the separated liquid, passing through the gap, is throttled, which contributes to the additional release of gas from it directly in the internal cavity 19 of the cylinder 17, while the separated liquid spine tends to take a lower position therein, and the gas, respectively, top.

В дальнейшем по мере движения плунжера 16 вверх вдоль продольного конусного канала 13 площадь проходного сечения щели постепенно увеличивается, благодаря чему во внутренней полости 19 цилиндра 17 постепенно повышается давление до величины давления столба жидкости, действующего на нагнетательный клапан 18 сверху, при этом свободный газ растворяется в верхних слоях газожидкостной смеси, которая обычно состоит из легких фракций. В результате того, что при каждом цикле откачки в конце восходящего хода плунжера во внутреннюю полость 19 цилиндра 17 поступает отсепарированная жидкость, увеличивается коэффициент наполнения штанговой насосной установки, это объясняется тем, что при ходе плунжера 16 вверх из жидкости, которая находится во вредном пространстве, практически не выделяется газ, следовательно, увеличивается полезный объем, в который может поступить газожидкостная смесь из межтрубного пространства. Subsequently, as the plunger 16 moves upward along the longitudinal conical channel 13, the area of the slit cross section gradually increases, due to which the pressure in the inner cavity 19 of the cylinder 17 gradually increases to the pressure of the liquid column acting on the discharge valve 18 from above, while the free gas dissolves into the upper layers of a gas-liquid mixture, which usually consists of light fractions. As a result of the fact that during each pumping cycle at the end of the upward stroke of the plunger a separated liquid enters the internal cavity 19 of the cylinder 17, the filling ratio of the pump sucker rod increases, this is due to the fact that during the plunger 16 moves up from the liquid that is in the harmful space, practically no gas is released, therefore, the useful volume increases, into which the gas-liquid mixture from the annulus can enter.

При ходе плунжера 16 вниз постепенно перекрывается продольный конусный канал 13, при этом вытесняемая жидкость плунжером 16 из внутренней полости 19 цилиндра 17 поступает в кольцевой зазор 15 между полым штоком 8 и цилиндром 17. После перекрытия продольного конусного канала 13 наружной поверхностью плунжера 16 газожидкостная смесь, приподнимая нагнетательный клапан 18, поступает в полый шток 8 и в полые штанги 6, а затем через каналы 4 муфты 3 - в кольцевое пространство 2 между сплошными штангами 1 и насосно-компрессорными трубами 5, изменяя при этом свое направление и скорость движения, а так как это происходит в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения, газ сепарируется от жидкости, в результате чего часть отсепарированной жидкости направляется в накопитель 7, а остальная часть совместно с газом поступает в кольцевое пространство 2 (изображено стрелками на фиг. 1), где при движении смеси вверх газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока. When the plunger 16 moves downward, the longitudinal conical channel 13 gradually closes, while the liquid displaced by the plunger 16 from the inner cavity 19 of the cylinder 17 enters the annular gap 15 between the hollow rod 8 and the cylinder 17. After the longitudinal conical channel 13 is closed by the outer surface of the plunger 16, the gas-liquid mixture raising the discharge valve 18, it enters the hollow rod 8 and into the hollow rods 6, and then through the channels 4 of the coupling 3 - into the annular space 2 between the solid rods 1 and the tubing 5, while changing its e direction and speed of movement, and since this occurs in an area where the pressure in the liquid stream is lower than the saturation pressure, the gas is separated from the liquid, as a result of which the part of the separated liquid is sent to the accumulator 7, and the rest together with the gas enters the annular space 2 (shown by arrows in Fig. 1), where when the mixture moves upward, the gas bubbles expand, increasing the volumetric gas content of the stream.

При дальнейшем уменьшении давления и поступления из нефти новых порций газа пузырьки, сливаясь, образуют глобулы больших размеров, скорость всплытия которых увеличивается в результате действия архимедовой силы. В зависимости от интенсивности выделения газа в кольцевом пространстве 2 в нем последовательно существует несколько режимов, при которых по стенкам труб движется жидкостный слой, часть которого постепенно за счет гравитационных сил стекает вниз, в накопитель 7, затем из него эта отсепарированная жидкость в конце восходящего хода плунжера 16 поступает во внутреннюю полость 19 цилиндра 17. With a further decrease in pressure and the arrival of new portions of gas from oil, the bubbles merge to form large globules, the ascent rate of which increases as a result of the action of the Archimedean force. Depending on the intensity of gas evolution in the annular space 2, there are several successive modes in it, in which a liquid layer moves along the pipe walls, part of which gradually flows down to the accumulator 7 due to gravitational forces, then this separated liquid from it at the end of the upward stroke the plunger 16 enters the internal cavity 19 of the cylinder 17.

Таким образом, применение способа добычи жидкости и газа из скважины и штанговой насосной установки для его осуществления позволит:
1. Увеличить текущую добычу нефти на скважинах с высоким газовым фактором и на скважинах, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штанговой насосной установки за счет того, что в процессе эксплуатации из межтрубного пространства откачивается свободный газ, что приводит к увеличению депрессии, а следовательно, и притока жидкости из пласта в скважину и за счет того, что откачка продукции производится непрерывно без срывов подач, так как штанговая насосная установка не блокируется газом.Thus, the application of the method of producing liquid and gas from a well and a sucker rod pump unit for its implementation will allow:
1. To increase the current oil production in wells with a high gas factor and in wells where operation is carried out at dynamic levels at a sucker rod pump unit due to the fact that free gas is pumped out from the annulus during operation, which leads to an increase in depression, and therefore , and the flow of fluid from the reservoir into the well and due to the fact that the pumping of products is carried out continuously without interruptions in supply, since the sucker rod pump unit is not blocked by gas.

2. Увеличить межремонтный период на скважинах с низким динамическим уровнем за счет применения в цилиндре штанговой насосной установки продольного конусного канала, позволяющего устранять гидравлические удары в конце восходящего хода плунжера, когда подплунжерная часть сообщается с надплунжерной. 2. To increase the overhaul period for wells with a low dynamic level due to the use of a longitudinal conical channel in the cylinder of the sucker rod pump unit, which allows eliminating hydraulic shocks at the end of the upward stroke of the plunger when the subplunger part communicates with the plunger.

3. Увеличить коэффициент наполнения штанговой насосной установки за счет того, что в конце восходящего хода плунжера из кольцевого пространства в подплунжерную зону вводят отсепарированный поток жидкости, в результате чего при ходе плунжера вверх из жидкости, которая остается во вредном пространстве, не выделяется газ, соответственно, не будет происходить запаздывание открытий всасывающего клапана. 3. To increase the filling factor of the sucker rod pumping unit due to the fact that at the end of the upward stroke of the plunger from the annular space, a separated fluid flow is introduced into the subplunger zone, as a result of which no gas is released when the plunger moves upward from the liquid that remains in the harmful space, respectively , there will be no delay in the opening of the suction valve.

4. Сократить эксплуатационные затраты, связанные с применением значительного количества дополнительных труб и штанг для увеличения погружения штанговой насосной установки под приведенный динамический уровень благодаря тому, что данный способ позволяет вести эксплуатацию скважины при динамических уровнях на приеме штанговой насосной установки. 4. To reduce operating costs associated with the use of a significant number of additional pipes and rods to increase the immersion of the sucker rod pump unit at a given dynamic level due to the fact that this method allows the well to operate at dynamic levels at the sucker rod pump unit.

5. Определять герметичность клапанов штанговой насосной установки без применения приборов. 5. Determine the tightness of the valves of the sucker rod pump unit without the use of instruments.

Источники информации
1. Н. Д. Дрэготеску. Глубинно-насосная добыча нефти М.: Недра, 1966 г., стр.254. Глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа (тип тандем).Sources of information
1. N. D. Dragotescu. Deep pumping oil production M .: Nedra, 1966, p. 254. Submersible pump for wells producing products with a high gas content (tandem type).

2. Патент RU N 2136851, С1, 6 Е 21 В 43/00 Способ эксплуатации скважины (прототип). 2. Patent RU N 2136851, C1, 6 E 21 V 43/00 Method of operation of the well (prototype).

Claims

1. The method of producing fluid and gas from the well, carried out by means of a sucker rod pump unit, which is performed in such a way that in the extreme upper position of the plunger its e-plunger part is hydraulically connected to the sub-plunger part, characterized in that free gas is pumped out of the annulus of the well during operation rod pump installation, while at the same time it increases the filling factor and eliminates hydraulic shocks by maintaining a dynamic level at the receiving rods pumping unit with the separation of the fluid flow, which is introduced from the hollow rods into the annular space between the tubing string and solid rods, while in each pumping cycle, the separated fluid is sent to the reservoir between the tubing string and hollow rods, and in the end of the upward stroke of the plunger, the separated fluid from the drive is introduced into the inner cavity of the cylinder through a throttling device, and the input of the fluid flow from the hollow rods into the annular space redusmatrivayut in the zone where the pressure in the fluid stream below the saturation pressure.

2. A sucker rod pump for producing liquid and gas from a well, consisting of a cylinder with a suction valve and a plunger with a discharge valve, characterized in that it is equipped with a filter with radial holes located in the tubing, while the hollow rod passes through the filter connected to the plunger and hollow rods, and in the area where the pressure in the fluid stream is lower than the saturation pressure, the hollow rods are connected to the solid rods by means of a coupling with channels for the passage of the produced fluid, while dr is connected to the tubing string using a pipe, where a longitudinal conical channel is made on the inner surface, and a guide tube, inside of which ribs are arranged around the circumference to center the plunger at the end of the upward stroke relative to the axis of the cylinder, and the drive is between the tubing string and hollow rods is designed so that it separates the separated liquid in the amount that is necessary for optimal operation by the filling ratio of the pump rod installations in each pumping cycle.