RU2496973C2

RU2496973C2 - Borehole oil extraction, and method for its implementation

Info

Publication number: RU2496973C2
Application number: RU2011101015/03A
Authority: RU
Inventors: Геннадий Григорьевич Пивняк; Владимир Ильич Самуся; Евгений Алексеевич Кириченко; Виталий Григорьевич Шворак; Владимир Васильевич Евтеев; Владимир Евгеньевич Кириченко
Original assignee: Государственное высшее учебное заведение Национальный горный университет
Priority date: 2010-03-09
Filing date: 2011-01-12
Publication date: 2013-10-27
Also published as: UA97998C2; RU2011101015A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: proposed method involves supply of working agent to formation of an oil deposit through injection wells and oil flow rate from formation to production well. According to the invention, variation change of working agent level is pre-set in a tubing string, working agent is supplied to the tubing string, back and forth movement of a plunger is provided in a borehole pump cylinder, oil is introduced from production well to the borehole pump cylinder through a suction valve at increase of volume of a suction-and-force cavity of borehole pump, working agent is supplied from the tubing string to the borehole pump cylinder at increase of volume of the suction-and-force cavity of the borehole pump, oil and working agent concentrated in the suction-and-force cavity of the borehole pump is displaced with the plunger through a delivery valve to an oil line. Working agent level is controlled in the tubing string and change of the controlled level is provided within the specified range by supplying the working agent to the tubing string.

EFFECT: owing to reducing (up to full exclusion) of cases of plunger jamming in the borehole pump cylinder and break of a string of rods, considerable reduction of wear and tear of plunger and cylinder of the borehole pump.

8 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено независимо от геолого-технических характеристик добывающих скважин, а также физико-химических показателей добываемой нефти.The invention relates to the oil industry and can be applied regardless of the geological and technical characteristics of producing wells, as well as the physico-chemical characteristics of the produced oil.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачивание рабочего агента и раствора поверхностно-активного вещества через нагнетательные скважины, дополнительное закачивание широкой фракции легких углеводородов и раствора поверхностно-активного вещества при закачивании раствора поверхностно-активного вещества, при этом закачивание первого раствора поверхностно-активного вещества проводят при постепенном снижении давления закачивания и сохранении приемистости скважины, а закачивание широкой фракции легких углеводородов выполняют при установившемся режиме. Кроме того, объемы закачивания первого раствора поверхностно-активного вещества, широкой фракции легких углеводородов и второго раствора поверхностно-активного вещества составляют соответственно 0,2-0,6, 3-6 и 0,01-0,05% пористого объема пласта, (патент Российской Федерации №2103492, кл. Е21В 43/22, 1998 г.)A known method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and pumping a working agent and a surfactant solution through injection wells, additional pumping a wide fraction of light hydrocarbons and a surfactant solution when pumping a surfactant solution, while pumping the first surfactant solution is carried out with a gradual decrease in the injection pressure and maintaining the injectivity of the well, and injection Contents of light hydrocarbon fractions is carried out at steady state. In addition, the injection volumes of the first surfactant solution, the wide fraction of light hydrocarbons and the second surfactant solution are 0.2-0.6, 3-6 and 0.01-0.05% of the porous volume of the formation, respectively ( patent of the Russian Federation No. 2103492, CL ЕВВ 43/22, 1998)

Недостатками известного способа являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных месторождений.The disadvantages of this method are the low reliability and availability located in the producing wells of technical equipment, which leads to low efficiency of well development of oil fields.

Известна установка для добычи и внутрискважинной обработки нефти, содержащая скважинный насос с насосно-компрессорной колонной труб, контейнер с перепускным клапаном и механизм регулирования подачи реагента с клапаном, при этом внутренний объем контейнера сообщен со всасывающей полостью скважинного насоса, а механизм регулирования подачи реагента выполнен в виде установленных один над другим сообщенных между собой полых цилиндров с седлами под клапан. Кроме того, перепускной клапан расположен в нижней части контейнера. (а.с. СССР №926245, кл. Е21В 43/00, 1982 г.)A known installation for production and downhole oil treatment, comprising a well pump with a tubing string of pipes, a container with a bypass valve and a mechanism for regulating the supply of reagent with a valve, while the internal volume of the container is in communication with the suction cavity of the well pump, and the mechanism for controlling the supply of reagent is made in in the form of hollow cylinders interconnected between each other with saddles under a valve mounted one above the other. In addition, a bypass valve is located at the bottom of the container. (USSR AS No. 926245, class E21B 43/00, 1982)

Недостатками известной установки являются невозможность достижения качественного фильтрования от механических примесей нефти, перед ее поступлением в скважинный насос, при длительных периодах работы скважинного фильтра без его технического обслуживания, ограниченный объем сосредоточенного в контейнере реагента и невозможность пополнения в присоединенном к скважинному насосу контейнере реагента без демонтажа насосно-компрессорной колонны труб, что обусловливает низкую эффективность добычи нефти, а также возможность попадания сосредоточенных в нефти механических примесей между стенками цилиндра и плунжером, что приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре с последующим возможным обрывом штанг, а также быстрому изнашиванию клапанов, плунжера, колонны. насосно-компрессорных труб и сальника устья, что обусловливает низкую надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах оборудования.The disadvantages of the known installation are the inability to achieve high-quality filtering from mechanical impurities of oil, before it enters the well pump, during long periods of operation of the well filter without maintenance, the limited amount of reagent concentrated in the container and the inability to replenish in the reagent container attached to the well pump without dismantling the pump -compressor pipe string, which leads to low oil production efficiency, as well as the possibility of falling from redotochennyh oil solids between the walls of the cylinder and the plunger, which leads to jamming of the plunger in a cylinder with the consequent possible breakage of rods, as well as rapid wear of the valve, the plunger of the column. tubing and the mouth of the mouth, which leads to low reliability and performance of equipment located in production wells.

Наиболее близким технологическим решением является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическое закачивание рабочего агента и раствора полимера через нагнетательные скважины, переведение на поздней стадии разработки нефтяной залежи части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и определение в них коэффициента производительности, закачивание через нагнетательные скважины в пласт нефтяной залежи раствора полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента производительности данной скважины к среднему коэффициенту производительности скважин по нефтяной залежи или участку нефтяной залежи, при этом обеспечивают эквивалентность соотношений производительностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров. Кроме того, при отношении коэффициента производительности скважины к среднему коэффициенту производительности от 2,5 до 5,0 осуществляют закачивание через нагнетательную скважину полимердисперсной системы, (патент Российской Федерации №2105871, кл. Е21В 43/22, 1998 г.)The closest technological solution is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and periodic injection of the working agent and polymer solution through injection wells, transferring at a late stage of development of the oil reservoir some of the flooded production wells into injection wells and determining the productivity coefficient in them, pumping through injection wells into the reservoir of an oil reservoir of a polymer solution with a viscosity proportional to the ratio productivity of the well to the average coefficient of performance of the oil reservoir wells or oil reservoir portion, wherein the equivalence ratios provide productivities wells and injected into the wellbore viscosities of polymer solutions. In addition, with the ratio of the well productivity coefficient to the average productivity coefficient from 2.5 to 5.0, the polymer dispersed system is pumped through the injection well, (patent of the Russian Federation No. 2105871, CL ЕВВ 43/22, 1998)

Недостатками наиболее близкого технологического решения являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных залежей.The disadvantages of the closest technological solution are the low reliability and availability of technical equipment located in the producing wells, which leads to low efficiency of the well development of oil deposits.

Наиболее близким технологическим решением является штанговая скважинно-насосная установка, содержащая обсаженную эксплуатационной колонной труб добывающую скважину, насосно-компрессорную колонну труб, расположенные в добывающей скважине всасывающий и нагнетательный клапаны, крестовину, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и образованный цилиндром и установленным в нем плунжером скважинный насос, оборудованный управляемой задвижкой и сообщенный с колонной насосно-компрессорных труб нефтепровод, насосные штанги, оборудованный управляемой задвижкой и обратным клапаном сообщенный с нефтепроводом и эксплуатационной колонной труб патрубок, тройник, оборудованный управляемой задвижкой устьевой патрубок, устьевой сальник, оборудованный управляемой задвижкой и присоединенный к крестовине патрубок, устьевой шток, канатную подвеску, балансир, стойку, головку балансира, балансирный груз, шатун, кривошип, кривошипный груз, редуктор, ведомый и тормозной шкивы, клиноременную передачу, электродвигатель на поворотной салазке, ведущий шкив, раму и блок управления. (Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1990. - С.290-292)The closest technological solution is a sucker rod pumping unit containing a production well cased with a production string of pipes, a tubing string of pipes, suction and discharge valves located in a producing well, a crosspiece connected to the tubing string and formed by a cylinder and installed in it a plunger is a well pump equipped with a controlled valve and in communication with a string of tubing oil pipe, sucker rods, equipped with a controlled gate valve and non-return valve, a nozzle connected to the oil pipeline and production casing string, a tee equipped with a wellhead valve controlled by a valve, a mouth gland equipped with a controlled gate valve and a nozzle connected to the crosspiece, an wellhead rod, a cable suspension, a balancer, a rack, a balancer head, a balancer , connecting rod, crank, crank load, gearbox, driven and brake pulleys, V-belt drive, rotary slide motor, drive pulley, frame and control unit Nia. (Boyko B.C. Development and operation of oil fields: Textbook for universities. - M .: Nedra, 1990. - P.290-292)

Недостатками наиболее близкого технологического решения являются возможность попадания сосредоточенных в нефти механических примесей между стенками цилиндра и плунжером, что приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре с последующим возможным обрывом штанг, а также быстрому изнашиванию клапанов, плунжера, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника, что обусловливает низкую надежность расположенного в добывающих скважинах оборудования и, как следствие, низкую эффективность добычи нефти.The disadvantages of the closest technological solution are the possibility of the penetration of mechanical impurities concentrated in oil between the cylinder walls and the plunger, which leads to jamming of the plunger in the cylinder with subsequent possible breakage of the rods, as well as the rapid wear of the valves, plunger, tubing string and wellhead seal, which It determines the low reliability of the equipment located in the producing wells and, as a result, the low efficiency of oil production.

В основу изобретения поставлена задача усовершенствования способа скважинной добычи нефти, в котором путем введения дополнительных технологических операций в известную конструктивную схему обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и обрыва колонны штанг, а также существенного снижения изнашивания плунжера и цилиндра скважинного насоса, всасывающего и нагнетательного клапанов, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти.The basis of the invention is the task of improving the method of downhole oil production, in which by introducing additional technological operations into the well-known structural scheme, it is possible to increase the reliability and operability of the equipment located in the producing wells by reducing the number, up to the complete elimination, of jamming of the plunger in the cylinder of the downhole pump and breakage of the rod string, as well as a significant reduction in the wear of the plunger and the borehole pump cylinder and its discharge valves, columns of tubing and wellhead stuffing box while maintaining the advantages of the traditional oil pumping circuit.

Поставленная задача решается таким образом, что известный способ скважинной добычи нефти, включающий подачу рабочего агента в пласт нефтяной залежи через нагнетательные скважины и дебит нефти из пласта в добывающую скважину, который в соответствии с изобретением отличается тем, что предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб, подают рабочий агент в колонну насосно-компрессорных труб, обеспечивают возвратно-поступательное движение плунжера в цилиндре скважинного насоса, вводят нефть из добывающей скважины в цилиндр скважинного насоса через всасывающий клапан при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подают рабочий агент из насосно-компрессорной колонны труб в цилиндр скважинного насоса при увеличении объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, вытесняют плунжером сосредоточенные во всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса нефть и рабочий агент через нагнетательный клапан в нефтепровод, контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб и обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем подачи рабочего агента в насосно-компрессорную колонну труб. Кроме того, подачу рабочего агента из насосно-компрессорной колонны труб во всасывающе-нагнетательную полость скважинного насоса выполняют через всасывающий клапан, а также через стенку цилиндра скважинного насоса. Кроме того, в процессе увеличения объема всасывающе-нагнетательной полости скважинного насоса, подачу рабочего агента в цилиндр скважинного насоса выполняют периодически.The problem is solved in such a way that the known method of downhole oil production, comprising supplying a working agent to the oil reservoir through injection wells and oil flow from the formation to the producing well, which in accordance with the invention is characterized in that the range of the level of the working agent is preliminarily set in the tubing string, the working agent is fed into the tubing string, provide reciprocating movement of the plunger in the borehole pump cylinder, oil from the producing well into the cylinder of the borehole pump through the suction valve with an increase in the volume of the suction-discharge cavity of the borehole pump, the working agent is supplied from the tubing string to the cylinder of the borehole pump with an increase in the volume of the suction-discharge cavity of the borehole pump, and the plunger concentrated in the suction the injection cavity of the downhole pump, oil and working agent through the injection valve into the oil pipeline, control the level of the working agent in the pump-compressor ssornoy pipe string and provide a controlled change in level within a predetermined range by feeding a working fluid into the tubing pipes. In addition, the supply of the working agent from the tubing string to the suction and discharge cavity of the borehole pump is performed through the suction valve, as well as through the cylinder wall of the borehole pump. In addition, in the process of increasing the volume of the suction-injection cavity of the borehole pump, the supply of the working agent to the cylinder of the borehole pump is performed periodically.

В основу изобретения поставлена задача усовершенствования установки для скважинной добычи нефти, в которой путем введения дополнительных элементов в известную конструктивную схему обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера в цилиндре скважинного насоса и обрыва колонны штанг, а также существенного снижения изнашивания плунжера и цилиндра скважинного насоса, всасывающего и нагнетательного клапанов, колонны насосно-компрессорных труб и устьевого сальника при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти и рациональной конфигурации технических средств.The basis of the invention is the task of improving the installation for downhole oil production, in which by introducing additional elements into the well-known structural scheme, it is possible to increase the reliability and performance of the equipment located in production wells by reducing the number, up to the complete elimination, of jamming of the plunger in the cylinder of the downhole pump and breakage of the rod string, as well as a significant reduction in the wear of the plunger and cylinder of the borehole pump, suction and load etatelnogo valves, columns of tubing and wellhead stuffing box while maintaining the advantages of the traditional scheme of oil pumping and efficient hardware configuration.

Поставленная задача решается таким образом, что известная установка для скважинной добычи нефти, содержащая обсаженную эксплуатационной колонной труб добывающую скважину, заведенную в добывающую скважину колонну насосно-компрессорных труб, оборудованный управляемой задвижкой устьевой патрубок, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и образованный цилиндром и установленным в нем плунжером скважинный насос, расположенные в добывающей скважине всасывающий и нагнетательный клапаны, оборудованный управляемой задвижкой и подведенный к эксплуатационной колонне труб нефтепровод, расположенную в верхней части эксплуатационной колонны труб крестовину, оборудованный управляемой задвижкой и присоединенный к крестовине патрубок, соединенную с плунжером колонну штанг, оборудованный управляемой задвижкой и обратным клапаном сообщенный с нефтепроводом и эксплуатационной колонной труб патрубок, которая в соответствии с изобретением отличается тем, что плунжер содержит сообщенные с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб внутренние каналы, цилиндр скважинного насоса сообщен через оборудованный жиклером патрубок с зоной сообщения добывающей скважины и всасывающего клапана, нефтепровод заведен в добывающую скважину и сообщен со всасывающе-нагнетательной полостью скважинного насоса, внутренние каналы плунжера имеют выход на боковую поверхность плунжера, нагнетательный клапан установлен в трубном ставе нефтепровода, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб сообщен через оборудованный обратным клапаном патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, а устьевой патрубок сообщен с колонной насосно-компрессорных труб. Кроме того, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб дополнительно сообщен через оборудованный соответствующим обратным клапаном вспомогательный патрубок и жиклер с цилиндром скважинного насоса, перед входным сечением всасывающего клапана установлен фильтр, а устьевой патрубок оборудован дополнительной управляемой задвижкой. Кроме того, в верхней части колонны насосно-компрессорных труб установлен устьевой сальник, а колонна штанг соединена через устьевой шток, динамометр и канатную подвеску со станком-качалкой, или колонна насосно-компрессорных труб содержит дополнительный рабочий цилиндр и дополнительный скважинный насос с всасывающим и нагнетательным трубопроводами, в дополнительном рабочем цилиндре расположен поршень со штоком, всасывающий трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб, шток расположенного в дополнительном рабочем цилиндре поршня соединен с колонной штанг, нагнетательный трубопровод дополнительного скважинного насоса сообщен через гидрораспределитель и соответствующие патрубки с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра, расположенные выше и ниже зоны расположения дополнительного скважинного насоса и дополнительного рабочего цилиндра части колонны насосно-компрессорных труб сообщены между собой и с гидрораспределителем через соответствующие патрубки, сигнализаторы уровня жидкости установлены в колонне насосно-компрессорных труб, в ставе насосно-компрессорных труб расположена камера, гидрораспределитель сообщен с поршневой и штоковой полостями дополнительного рабочего цилиндра через дополнительные патрубки, дополнительный скважинный насос установлен в камере, дополнительные патрубки через оборудованные соответствующими обратными клапанами отдельные патрубки сообщены с дополнительным рабочим цилиндром, а камера сообщена с добывающей скважиной через соответствующий патрубок.The problem is solved in such a way that a well-known installation for downhole oil production, containing a production well cased with a production string of pipes, a tubing string inserted into a production well, equipped with a wellhead controlled by a valve, connected to a tubing string and formed by a cylinder and installed in it, a plunger downhole pump, suction and discharge valves located in the production well, equipped with a controlled valve and an oil pipe connected to the production string, located at the top of the production string of pipes, a crosspiece equipped with a controlled valve and a pipe connected to the crosspiece, a rod string connected to the plunger, equipped with a controlled valve and a check valve connected to the pipeline and production pipe string, which, in accordance with The invention is characterized in that the plunger contains internal channels communicated with the internal volume of the tubing string. the borehole pump indre is communicated through a nozzle equipped with a jet with a communication zone between the producing well and the suction valve, the oil pipe is led into the producing well and communicated with the suction-injection cavity of the borehole pump, the internal channels of the plunger have access to the side surface of the plunger, the discharge valve is installed in the pipe stand of the pipeline the internal volume of the tubing string is communicated through a pipe equipped with a non-return valve and a nozzle with a borehole pump cylinder, and th branch pipe in communication with the tubing string. In addition, the internal volume of the tubing string is additionally communicated through an auxiliary nozzle equipped with a corresponding non-return valve and a nozzle with a borehole pump cylinder, a filter is installed in front of the inlet section of the suction valve, and the wellhead nozzle is equipped with an additional controlled valve. In addition, a wellhead stuffing box is installed in the upper part of the tubing string, and the rod string is connected through the wellhead rod, dynamometer and cable suspension to the pumping unit, or the tubing string contains an additional working cylinder and an additional well pump with suction and discharge pumps pipelines, a piston with a rod is located in the additional working cylinder, the suction pipe of the additional borehole pump is in communication with the internal volume of the tubing string ub, the rod of the piston located in the additional working cylinder is connected to the rod string, the injection pipe of the additional borehole pump is communicated through the valve and the corresponding nozzles with the piston and rod cavities of the additional working cylinder located above and below the location of the additional borehole pump and additional working cylinder of the pump casing part -compressor pipes communicated with each other and with the control valve through the corresponding pipes, signaling devices liquid level is installed in the tubing string, the chamber is located in the tubing, the directional valve is connected to the piston and rod cavities of the additional working cylinder through additional nozzles, an additional borehole pump is installed in the chamber, additional nozzles are connected through separate nozzles equipped with corresponding non-return valves with an additional working cylinder, and the chamber is in communication with the production well through the corresponding pipe.

На фигурах 1-3 приведена схема установки для скважинной добычи нефти, а на фигурах 4 и 5-7 представлены схемы возможного ее привода.In figures 1-3 shows a diagram of the installation for downhole oil production, and in figures 4 and 5-7 presents a diagram of its possible drive.

Установка для скважинной добычи нефти содержит обсаженную эксплуатационной колонной труб 1 добывающую скважину 2, заведенную в добывающую скважину 2 колонну насосно-компрессорных труб 3, оборудованный управляемыми задвижками 4 и 5 устьевой патрубок 6, присоединенный к колонне насосно-компрессорных труб 3 и образованный цилиндром 7 и установленным в нем плунжером 8 скважинный насос 9, расположенные в добывающей скважине 2 всасывающий 10 и нагнетательный 11 клапаны, оборудованный управляемой задвижкой 12 и подведенный к эксплуатационной колонне труб 1 нефтепровод 13, расположенную в верхней части эксплуатационной колонны труб 1 крестовину 14, оборудованный управляемой задвижкой 15 и присоединенный к крестовине 14 патрубок 16, соединенную с плунжером 8 колонну штанг 17, оборудованный управляемой задвижкой 18 и обратным клапаном 19 сообщенный с нефтепроводом 13 и эксплуатационной колонной труб 1 патрубок 20, при этом плунжер 8 содержит сообщенные с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб 3 внутренние каналы 21, цилиндр 7 сообщен через оборудованный жиклером 22 патрубок 23 с зоной сообщения добывающей скважины 2 и всасывающего клапана 10, нефтепровод 13 заведен в добывающую скважину 2 и сообщен с всасывающе-нагнетательной полостью 24 скважинного насоса 9, внутренние каналы 21 плунжера 8 имеют выход на боковую поверхность плунжера 8, нагнетательный клапан 11 установлен в ставе нефтепровода 13, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб 3 сообщен через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 с цилиндром 7 скважинного насоса 9, а устьевой патрубок 6 сообщен с колонной насосно-компрессорных труб 3. Кроме того, внутренний объем колонны насосно-компрессорных труб 3 дополнительно сообщен через оборудованный соответствующим обратным клапаном 28 вспомогательный патрубок 29 и жиклер 30 с цилиндром 7 скважинного насоса 9, а перед входным сечением всасывающего клапана 10 установлен фильтр 31 (см. фиг.3).The installation for downhole oil production comprises a production well 2 cased with a production string of pipes 1, a tubing string 3 brought into a production well 2, equipped with wellhead nozzles 6 controlled by valves 4 and 5, connected to a tubing string 3 and formed by a cylinder 7 and a downhole pump 9 installed in it by a plunger 8, suction 10 and injection valves 11 located in the production well 2, equipped with a controlled valve 12 and connected to the production casing pipe 1 oil pipe 13 located at the top of the production string of pipes 1 crosspiece 14, equipped with a controlled valve 15 and connected to the crosspiece 14 pipe 16, connected to the plunger 8 rod string 17, equipped with a controlled valve 18 and a check valve 19 in communication with the pipeline 13 and production the pipe string 1 pipe 20, while the plunger 8 contains internal channels 21 communicated with the internal volume of the pipe string 3, the cylinder 7 communicates through a pipe 23 equipped with a nozzle 22 with a zone communication between the production well 2 and the suction valve 10, the oil pipe 13 is led into the production well 2 and communicated with the suction-injection cavity 24 of the downhole pump 9, the internal channels 21 of the plunger 8 have access to the side surface of the plunger 8, the pressure valve 11 is installed in the oil pipeline 13, the internal volume of the tubing string 3 is communicated through a nozzle 26 equipped with a check valve 25 and a nozzle 27 with the cylinder 7 of the downhole pump 9, and the wellhead nozzle 6 is communicated with the tubing string 3. In addition to Moreover, the internal volume of the tubing string 3 is additionally communicated through an auxiliary pipe 29 equipped with a corresponding non-return valve 28 and a nozzle 30 with a cylinder 7 of the downhole pump 9, and a filter 31 is installed in front of the inlet section of the suction valve 10 (see figure 3).

При использовании станка-качалки в качестве привода скважинного насоса 9 в верхней части колонны насосно-компрессорных труб 3 установлен устьевой сальник 32, а колонна штанг 17 соединена через устьевой шток 33, динамометр 34 и канатную подвеску 35 со станком-качалкой 36 (см. фиг.4).When using the rocking machine as the drive of the borehole pump 9, a wellhead stuffing box 32 is installed in the upper part of the tubing string 3, and the string of bolts 17 is connected through the wellhead rod 33, dynamometer 34 and cable suspension 35 to the rocking machine 36 (see Fig. .four).

В случае применения гидропривода скважинного насоса 9 (см. фиг.5-7) колонна насосно-компрессорных труб 3 содержит дополнительный рабочий цилиндр 37 и дополнительный скважинный насос 38 с всасывающим 39 и нагнетательным 40 трубопроводами, в дополнительном рабочем цилиндре 37 расположен поршень 41 со штоком 42, всасывающий трубопровод 39 дополнительного скважинного насоса 38 сообщен с внутренним объемом колонны насосно-компрессорных труб 3, шток 42 поршня 41 соединен с колонной штанг 17, нагнетательный трубопровод 40 дополнительного скважинного насоса 38 сообщен через гидрораспределитель 43 и соответствующие патрубки 44 и 45 с поршневой 46 и штоковой 47 полостями дополнительного рабочего цилиндра 37, расположенные выше и ниже зоны расположения дополнительного скважинного насоса 38 и дополнительного рабочего цилиндра 37 части колонны насосно-компрессорных труб 3 сообщены между собой и с гидрораспределителем 43 через соответствующие патрубки 48 и 49, а сигнализаторы уровня жидкости 50 и 51 установлены в колонне насосно-компрессорных труб 3. Кроме того, дополнительный скважинный насос 38 расположен в установленной в ставе насосно-компрессорных труб 3 камере 52, которая, в свою очередь, сообщена с добывающей скважиной 2 через соответствующий патрубок 53. Кроме того, гидрораспределитель 43 сообщен с поршневой 46 и штоковой 47 полостями дополнительного рабочего цилиндра 37 через дополнительные патрубки 54 и 55, которые, в свою очередь, через оборудованные соответствующими обратными клапанами 56 и 57 отдельные патрубки 58 и 59 дополнительно сообщены с дополнительным рабочим цилиндром 37. Одни из возможных вариантов конструкции гидрораспределителя 43 и механизма его переключения приведены соответственно на фиг.6, а и б.In the case of using the hydraulic drive of the well pump 9 (see FIGS. 5-7), the tubing string 3 contains an additional working cylinder 37 and an additional well pump 38 with a suction 39 and pressure 40 pipelines; a piston 41 with a rod is located in the additional working cylinder 37 42, the suction pipe 39 of the additional downhole pump 38 is in communication with the internal volume of the tubing string 3, the piston rod 42 is connected to the rod string 17, the discharge pipe 40 of the additional downhole pump 3 8 is communicated through the control valve 43 and the corresponding nozzles 44 and 45 with the piston 46 and rod 47 cavities of the additional working cylinder 37 located above and below the location zone of the additional borehole pump 38 and additional working cylinder 37 of the tubing string part 3 communicated with each other and with the control valve 43 through the corresponding nozzles 48 and 49, and the liquid level switches 50 and 51 are installed in the tubing string 3. In addition, an additional well pump 38 is located in installed in the stand of the tubing 3 to the chamber 52, which, in turn, is in communication with the producing well 2 through the corresponding pipe 53. In addition, the valve 43 communicates with the piston 46 and rod 47 cavities of the additional working cylinder 37 through additional pipes 54 and 55 which, in turn, through separate nozzles 58 and 59 equipped with corresponding non-return valves 56 and 57 are additionally communicated with an additional working cylinder 37. One of the possible design options for the control valve 43 and the switching mechanism thereof is shown in FIGS. 6, a and b, respectively.

Способ посредством установки для скважинной добычи нефти реализуется следующим образом.The method through the installation for downhole oil production is implemented as follows.

Предварительно задают диапазон изменения уровня рабочего агента в колонне насосно-компрессорных труб 3. Перед запуском установки для скважинной добычи нефти все управляемые задвижки 4, 5, 12, 15 и 18 полностью закрыты.Preliminarily set the range of change in the level of the working agent in the tubing string 3. Before starting the installation for downhole oil production, all controlled valves 4, 5, 12, 15 and 18 are completely closed.

Выполняют подготовку установки для скважинной добычи нефти к запуску. При этом открывают управляемые задвижки 4, 5 и подают через устьевой патрубок 6 в колонну насосно-компрессорных труб 3 рабочий агент.Preparing the installation for downhole oil production for launch. At the same time, the controlled valves 4, 5 are opened and the working agent is fed through the wellhead pipe 6 to the tubing string 3.

Запускают привод скважинного насоса 9. В случае использования станка-качалки в качестве привода скважинного насоса 9 выполняют запуск станка-качалки 36. Станок-качалка 36 через канатную подвеску 35, динамометр 34, устьевой шток 33 и колонну штанг 17 (см. фиг.4) обеспечивает обратно-поступательное движение плунжера 8 в цилиндре 7.The drive of the borehole pump 9 is started. In the case of using the rocking machine as the drive of the borehole pump 9, the rocking machine 36 is launched. The rocking machine 36 through the cable suspension 35, dynamometer 34, wellhead rod 33 and rod string 17 (see Fig. 4 ) provides the reciprocating movement of the plunger 8 in the cylinder 7.

Применение традиционных станков-качалок предусматривает использование длинных колонн штанг, что приводит к образованию в их материале высоких напряжений. Это значительно повышает опасность обрыва штанг, что предусматривает выполнение сложного подземного ремонта оборудования. Предложенная в заявке установка для скважинной добычи нефти предусматривает возможность реализации также гидропривода скважинного насоса 9.The use of traditional rocking machines involves the use of long rod columns, which leads to the formation of high stresses in their material. This significantly increases the risk of breakage of the rods, which involves the implementation of complex underground equipment repairs. The installation for downhole oil production proposed in the application provides for the possibility of realizing the hydraulic drive of the downhole pump 9.

При применении гидропривода скважинного насоса 9 (см. фиг.5-7) выполняют запуск дополнительного скважинного насоса 38. В дополнительный скважинный насос 38 по всасывающему трубопроводу 39 из колонны насосно-компрессорных труб 3 поступает рабочий агент. Образованный дополнительным скважинным насосом 38 поток рабочего агента по нагнетательному трубопроводу 40 движется в гидрораспределитель 43. Гидрораспределитель 43 направляет поток рабочего агента через соответствующий патрубок 45 в штоковую полость 47 (см. фиг.5 и 6, а) дополнительного рабочего цилиндра 37. Это приводит к движению поршня 41 со штоком 42, колонны штанг 17 и плунжера 8 в направлении от всасывающего клапана 10. При подаче рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37 происходит вытеснение поршнем 41 сосредоточенного в поршневой полости 46 рабочего агента через соответствующий патрубок 44, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. После сообщения штоковой полости 47 с дополнительным патрубком 55, что отвечает верхней мертвой точке подъема поршня 41, рабочий агент из штоковой полости 47 по дополнительному патрубку 55 поступает в гидрораспределитель 43 и выполняет переключение его положения. В процессе изменения положения гидрораспределителя 43, сосредоточенный в механизме его переключения (см. фиг.6, б) рабочий агент отводится через дополнительный патрубок 54, отдельный патрубок 58, обратный клапан 56, поршневую полость 46, патрубок 44, гидрораспределитель 43 (см. фиг.6, а) и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. Переключение положения гидрораспределителя 43 приводит к направлению потока нагнетательного трубопровода 40 через соответствующий патрубок 44 в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37. Это приводит к движению поршня 41 со штоком 42, колонны штанг 17 и плунжера 8 по направлению к всасывающему клапану 10. При подаче рабочего агента в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37 происходит вытеснение поршнем 41 сосредоточенного в штоковой полости 47 рабочего агента через соответствующий патрубок 45, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. После сообщения поршневой полости 46 с дополнительным патрубком 54, что соответствует нижней мертвой точке опускания поршня 41, рабочий агент из поршневой полости 46 по дополнительному патрубку 54 поступает в гидрораспределитель 43 и выполняет переключение его положения. Во время изменения положения гидрораспределителя 43, сосредоточенный в механизме его переключения рабочий агент отводится через дополнительный патрубок 55, отдельный патрубок 59, обратный клапан 57, штоковую полость 47, патрубок 45, гидрораспределитель 43 и патрубки 49, 48 в колонну насосно-компрессорных труб 3. Переключение положения гидрораспределителя 43 приводит к направлению потока нагнетательного трубопровода 40 через соответствующий патрубок 45 в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37. Дальше процесс обратно-поступательного движения поршня 41 в дополнительном рабочем цилиндре 37 циклически повторяется.When using the hydraulic drive of the borehole pump 9 (see FIGS. 5-7), the additional borehole pump 38 is started. The working agent enters the additional borehole pump 38 through the suction pipe 39 from the tubing string 3. The flow of the working agent formed by the additional borehole pump 38 through the injection pipe 40 moves to the control valve 43. The control valve 43 directs the flow of the working agent through the corresponding pipe 45 to the rod cavity 47 (see Figs. 5 and 6, a) of the additional working cylinder 37. This leads to the movement of the piston 41 with the rod 42, the rod string 17 and the plunger 8 in the direction from the suction valve 10. When the working agent is fed into the rod cavity 47 of the additional working cylinder 37, the piston 41 is forced out the working agent in the piston cavity 46 through the corresponding pipe 44, the valve 43 and the pipes 49, 48 into the tubing string 3. After the rod cavity 47 communicates with the additional pipe 55, which corresponds to the top dead center of the piston 41, the working agent from the rod cavity 47 through an additional pipe 55 enters the valve 43 and switches its position. In the process of changing the position of the control valve 43, concentrated in the switching mechanism (see Fig. 6, b), the working agent is discharged through an additional pipe 54, a separate pipe 58, a non-return valve 56, a piston cavity 46, a pipe 44, a hydraulic valve 43 (see Fig. .6, a) and nozzles 49, 48 into the tubing string 3. Switching the position of the control valve 43 leads to the flow direction of the discharge pipe 40 through the corresponding pipe 44 into the piston cavity 46 of the additional working cylinder 37. This is a drive t to the movement of the piston 41 with the rod 42, the rod string 17 and the plunger 8 towards the suction valve 10. When the working agent is fed into the piston cavity 46 of the additional working cylinder 37, the working agent concentrated in the rod cavity 47 is displaced by the piston 41 through the corresponding pipe 45, the control valve 43 and the nozzles 49, 48 into the tubing string 3. After the piston cavity 46 communicates with an additional nozzle 54, which corresponds to the lower dead center of the lowering of the piston 41, the working agent is from the piston polo Step 46 through an additional pipe 54 enters the control valve 43 and switches its position. During the change of position of the control valve 43, the working agent concentrated in the switching mechanism is discharged through an additional pipe 55, a separate pipe 59, a check valve 57, a rod cavity 47, pipe 45, a hydraulic valve 43 and pipe 49, 48 into the tubing string 3. Switching the position of the control valve 43 leads to the flow direction of the discharge pipe 40 through the corresponding pipe 45 into the rod cavity 47 of the additional working cylinder 37. Further, the process is reciprocating movement of the piston 41 in a further operating cylinder 37 cyclically repeated.

При предложенной системе гидропривода плунжера 8 скважинного насоса 9 дополнительный скважинный насос 38 работает на жидкости без механических примесей, что значительно улучшает условия его эксплуатации и повышает его надежность. Автоматическая работа гидрораспределителя 46 улучшает процесс управления установкой. Использование предложенной в данной заявке системы гидропривода плунжера 8 скважинного насоса 9 дает возможность избавиться от метало- и энергоемких станков-качалок, а также длинных колонн штанг при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти.With the proposed hydraulic drive system of the plunger 8 of the downhole pump 9, the additional downhole pump 38 operates on a liquid without mechanical impurities, which significantly improves its operating conditions and increases its reliability. The automatic operation of the control valve 46 improves the plant control process. The use of the hydraulic drive system of the plunger 8 of the downhole pump 9 proposed in this application makes it possible to get rid of metal- and energy-intensive rocking machines, as well as long rod columns while maintaining the advantages of the traditional oil pumping scheme.

Для обеспечения движения поршня 41 в дополнительном рабочем цилиндре 37 можно использовать вместо рабочего агента масляную эмульсию. В этом случае в ставе колонны насосно-компрессорных труб 3 размещают аккумулятор, который заполняют масляной эмульсией. Всасывающий трубопровод 39 дополнительного скважинного насоса 38 соединяют с аккумулятором, а патрубок 49 присоединяют не к патрубку 48, а к аккумулятору. Но такая конфигурация технических средств приводит к снижению надежности функционирования системы гидропривода скважинного насоса 9. Поэтому целесообразно использовать рабочий агент в рассмотренной системе гидропривода при изготовлении ее составных элементов из стойкой к агрессивным жидкостям нержавеющей стали.To ensure the movement of the piston 41 in the additional working cylinder 37, an oil emulsion can be used instead of the working agent. In this case, a battery is placed in the stavka of the tubing string 3, which is filled with an oil emulsion. The suction pipe 39 of the additional downhole pump 38 is connected to the battery, and the pipe 49 is attached not to the pipe 48, but to the battery. But this configuration of technical means leads to a decrease in the reliability of the hydraulic drive system of the borehole pump 9. Therefore, it is advisable to use a working agent in the considered hydraulic drive system in the manufacture of its components from stainless steel resistant to aggressive fluids.

В процессе движения поршня 41 к верхней мертвой точке его подъема, при подаче рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37, происходит увеличение объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. При этом происходит открытие всасывающего клапана 10 и поступление нефти из добывающей скважины 2 в цилиндр 7 скважинного насоса 9. В случае сообщения внутренних каналов 21 плунжера 8 с патрубком 23 происходит подача под гидростатическим давлением рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через внутренние каналы 21 плунжера 8, патрубок 23, жиклер 22, зону сообщения добывающей скважины 2 с всасывающим клапаном 10, всасывающий клапан 10 во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9 (см. фиг.1). Прохождение потока рабочего агента под высоким напором через зону сообщения добывающей скважины 2 с всасывающим клапаном 10 способствует поступлению нефти во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9, а также обеспечивает промывание всасывающего клапана 10. После прерывания сообщения внутренних каналов 21 плунжера 8 с патрубком 23 вследствие дальнейшего движения плунжера 8, происходит сообщение колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 с цилиндром 7. Это приводит к обмыванию рабочим агентом, под его гидростатическим давлением, нижней поверхности плунжера 8. Одновременно с поступлением рабочего агента через патрубок 26, обратный клапан 25 и жиклер 27 в цилиндр 7 происходит закрытие всасывающего клапана 10. Применение дополнительного сообщения внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный соответствующим обратным клапаном 28 вспомогательный патрубок 29 и жиклер 30 с цилиндром 7 (см. фиг.3) позволит уравновесить горизонтальные нагрузки на плунжер 8, что уменьшит изнашивание внутренней поверхности цилиндра 7.In the process of movement of the piston 41 to the top dead center of its rise, when the working agent is supplied to the rod cavity 47 of the additional working cylinder 37, the volume of the suction-injection cavity 24 of the borehole pump 9 increases. At the same time, the suction valve 10 opens and oil flows from the producing well 2 into the cylinder 7 of the borehole pump 9. In the case of the internal channels 21 of the plunger 8 communicating with the pipe 23, the working agent is supplied under hydrostatic pressure from the tubing string 3 through internal channels 21 of the plunger 8, tube 23, orifice 22, communication zone of the production well 2 with the suction valve 10, the suction valve 10 into the suction pressure chamber 24 of the downhole pump 9 (see FIG. 1). The passage of the flow of the working agent under high pressure through the communication zone of the producing well 2 with the suction valve 10 facilitates the flow of oil into the suction-injection cavity 24 of the well pump 9, and also ensures the washing of the suction valve 10. After interrupting the communication of the internal channels 21 of the plunger 8 with the pipe 23 due to further movement of the plunger 8, the tubing string 3 communicates through a nozzle 26 equipped with a check valve 25 and a nozzle 27 with a cylinder 7. This leads to an outflow the working agent, under its hydrostatic pressure, the lower surface of the plunger 8. Simultaneously with the flow of the working agent through the pipe 26, the check valve 25 and the nozzle 27 into the cylinder 7, the suction valve 10 is closed. An additional message of the internal volume of the tubing string 3 through equipped with the corresponding non-return valve 28 auxiliary pipe 29 and the nozzle 30 with the cylinder 7 (see figure 3) will balance the horizontal loads on the plunger 8, which will reduce internal wear her cylinder surface 7.

Расстояние между проекциями зон сообщения жиклера 27 и патрубка 23 с цилиндром 7 на траекторию движению плунжера 8 влияет на период введения рабочего агента в цилиндр 7 скважинного насоса 9. Поэтому, зоны сообщения жиклера 27 и патрубка 23 с цилиндром 7 целесообразно располагать так, чтобы подача рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через оборудованный обратным клапаном 25 патрубок 26 и жиклер 27 в цилиндр 7 происходила сразу после завершения подачи рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 через патрубок 23, жиклер 22 и всасывающий клапан 10 во всасывающе-нагнетательную полость 24 скважинного насоса 9 (см. фиг.1, 3). Это приведет к закрытию всасывающего клапана 10 сразу после его промывки рабочим агентом, а также образованию между сосредоточенной во всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9 нефтью и нижней поверхностью плунжера 8 слоя рабочего агента.The distance between the projections of the communication zones of the nozzle 27 and the pipe 23 with the cylinder 7 on the trajectory of the plunger 8 affects the period of introduction of the working agent into the cylinder 7 of the well pump 9. Therefore, it is advisable to arrange the communication areas of the jet 27 and the pipe 23 with the cylinder 7 so that the supply of the working agent from the tubing string 3 through the nozzle 26 equipped with a check valve 25 and the nozzle 27 into the cylinder 7 occurred immediately after the supply of the working agent from the tubing string 3 through the nozzle 23, the nozzle 22 and a suction valve 10 in the suction-injection cavity 24 of the downhole pump 9 (see figures 1, 3). This will lead to the closure of the suction valve 10 immediately after it is flushed with a working agent, as well as the formation between the oil concentrated in the suction-injection cavity 24 of the well pump 9 and the lower surface of the plunger 8 of the working agent layer.

В процессе движения поршня 41 к нижней мертвой точке его опускания, во время подачи рабочего агента в поршневую полость 46 дополнительного рабочего цилиндра 37, происходит уменьшение объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. В этом случае происходит открытие нагнетательного клапана 11 и поступление нефти из всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9 в нефтепровод 13 при закрытом всасывающем клапане 10. Вытеснению сосредоточенного в цилиндре 7 между нижней поверхностью плунжера 8 и нефтью рабочего агента через жиклер 27 и патрубок 26 в колонну насосно-компрессорных труб 3 препятствует обратный клапан 25. После вытеснения нефти из всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9, в нефтепровод 13 начинает поступать рабочий агент, который выполняет промывку нагнетательного клапана 11.In the process of movement of the piston 41 to the lower dead point of its lowering, during the supply of the working agent to the piston cavity 46 of the additional working cylinder 37, the volume of the suction-discharge cavity 24 of the borehole pump 9 decreases. In this case, the discharge valve 11 opens and oil flows from the suction-injection cavity 24 of the downhole pump 9 into the oil pipe 13 with the suction valve 10 closed. The displacing concentrated in the cylinder 7 between the lower surface of the plunger 8 and the oil of the working agent h Res nozzle 27 and conduit 26 to column tubing 3 prevents return valve 25. After the displacement of oil from the suction pressure chamber 24 of the downhole pump 9, into the pipeline 13, the working agent begins to act, which performs the washing discharge valve 11.

После достижения поршнем 41 нижней мертвой точки его опускания происходит подача рабочего агента в штоковую полость 47 дополнительного рабочего цилиндра 37, что приводит к увеличению объема всасывающе-нагнетательной полости 24 скважинного насоса 9. Далее процесс обратно-поступательного движения плунжера 8 в цилиндре 7 скважинного насоса 9 циклически повторяется.After the piston 41 reaches the bottom dead center of its lowering, the working agent is supplied to the rod cavity 47 of the additional working cylinder 37, which leads to an increase in the volume of the suction-injection cavity 24 of the borehole pump 9. Next, the process of reciprocating movement of the plunger 8 in the cylinder 7 of the borehole pump 9 cyclically repeated.

Во время работы установки контролируют уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3. В случае использования станка-качалки 36, уровень рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3 можно определять исходя из величины нагрузки на колонну штанг 17, которая измеряется динамометром 34 (см. фиг.4). При использовании гидропривода скважинного насоса 9, контролирование уровня рабочего агента в насосно-компрессорной колонне труб 3 выполняют посредством сигнализаторов уровня жидкости 50 и 51 (см. фиг.7).During installation, the level of the working agent in the tubing string 3 is monitored. In the case of a pumping unit 36, the level of the working agent in the tubing string 3 can be determined based on the load on the rod string 17, which is measured by a dynamometer 34 ( see figure 4). When using the hydraulic drive of the borehole pump 9, the control of the level of the working agent in the tubing string 3 is performed by means of liquid level alarms 50 and 51 (see Fig. 7).

Обеспечивают изменение контролируемого уровня в пределах заданного диапазона путем открытия управляемых задвижек 4 и 5, с последующей подачей рабочего агента через устьевой патрубок 6 в колонну насосно-компрессорных труб 3.Provide a change in the controlled level within a given range by opening the controlled valves 4 and 5, followed by the supply of the working agent through the wellhead pipe 6 into the tubing string 3.

Таким образом, обеспечивается повышение надежности и работоспособности расположенного в добывающих скважинах оборудования за счет уменьшения количества, вплоть до полного исключения, случаев заклинивания плунжера 8 в цилиндре 7 скважинного насоса 9 с последующим возможным обрывом колонны штанг 17, а также существенного снижения изнашивания плунжера 8 и цилиндра 7 скважинного насоса 9, всасывающего 10 и нагнетательного 11 клапанов, колонны насосно-компрессорных труб 3 и устьевого сальника 32 при сохранении преимуществ традиционной схемы откачки нефти и рациональной конфигурации технических средств.Thus, the reliability and operability of the equipment located in production wells are improved by reducing the number of cases, up to the complete elimination, of jamming of the plunger 8 in the cylinder 7 of the downhole pump 9 and subsequent possible breakage of the rod string 17, as well as a significant reduction in the wear of the plunger 8 and the cylinder 7 downhole pump 9, suction 10 and injection 11 valves, tubing string 3 and wellhead stuffing box 32 while maintaining the advantages of the traditional open circuit hibernation oil and efficient hardware configuration.

При остановке установки для скважинной добычи нефти, в зависимости от типа привода плунжера 8 скважинного насоса 9, выполняют остановку станка-качалки 36, или дополнительного скважинного насоса 38, с дальнейшим закрытием всех управляемых задвижек 4, 5, 12, 15 и 18.When you stop the installation for downhole oil production, depending on the type of drive of the plunger 8 of the downhole pump 9, the rocking machine 36 or the additional downhole pump 38 is stopped, with further closing of all controlled valves 4, 5, 12, 15 and 18.

Применение заявляемого изобретения позволит повысить эффективность скважинной добычи нефти в результате улучшения условий эксплуатации расположенного в добывающих скважинах технического оборудования и, как следствие, сокращения количества его ремонтов, связанных с необходимостью длительного и трудоемкого демонтажа с последующим монтажом колонны насосно-компрессорных труб.The application of the claimed invention will improve the efficiency of borehole oil production as a result of improving operating conditions of technical equipment located in production wells and, as a result, reducing the number of repairs associated with the need for a long and laborious dismantling with subsequent installation of the tubing string.

Claims

1. The method of downhole oil production, including the supply of a working agent to the reservoir of oil deposits through injection wells and the flow rate of oil from the reservoir to the production well, characterized in that the range of the level of the working agent in the tubing string is pre-set, the working agent is fed into the string tubing, provide reciprocating movement of the plunger in the borehole pump cylinder, inject oil from the producing well into the borehole pump cylinder through the suction valve when As the volume of the suction and discharge cavity of the borehole pump is fed, the working agent is fed from the tubing string into the cylinder of the borehole pump with an increase in the volume of the suction and discharge cavity of the borehole pump; oil pipeline, control the level of the working agent in the tubing string and provide a change in the controlled level within a given range by feeding the working agent into the tubing string.

2. The method according to claim 1, characterized in that the supply of the working agent from the tubing string to the suction and discharge cavity of the borehole pump is performed through the suction valve, as well as through the cylinder wall of the borehole pump.

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that in the process of increasing the volume of the suction-injection cavity of the well pump, the supply of the working agent to the cylinder of the well pump is performed periodically.

4. Installation for downhole oil production, containing a production well cased with a production string of pipes, a string of tubing introduced into a production well, equipped with a wellhead valve controlled by a valve, connected to a string of tubing and formed by a cylinder and a borehole pump installed in it, suction and discharge valves located in the production well, equipped with a controlled valve and connected to the production string of oil pipes located at the top of the production string of pipes, a crosspiece equipped with a controlled valve and a pipe connected to the crosspiece, a rod string connected to the plunger equipped with a controlled valve and a check valve connected to the oil pipe and production pipe string, which differs in that the plunger contains communicated with the inner the volume of the tubing string is internal channels, the borehole pump cylinder is communicated through a nozzle equipped with a nozzle with a zone communicated of the producing well and the suction valve, the oil pipeline is led into the producing well and communicated with the suction-injection cavity of the borehole pump, the internal channels of the plunger have access to the side surface of the plunger, the injection valve is installed in the pipe frame of the pipeline, the internal volume of the tubing string is communicated through the equipped the check valve nozzle and nozzle with a cylinder of the downhole pump, and the wellhead nozzle in communication with the column tubing.

5. Installation according to claim 4, characterized in that the internal volume of the tubing string is additionally communicated through an auxiliary pipe equipped with a corresponding non-return valve and a nozzle with a borehole pump cylinder, a filter is installed in front of the inlet section of the suction valve, and the wellhead pipe is equipped with an additional controlled valve .

6. Installation according to claim 4 or 5, characterized in that a wellhead stuffing box is installed in the upper part of the tubing string, and the rod string is connected through the wellhead rod, dynamometer and cable suspension to a rocking machine.

7. Installation according to claim 4 or 5, characterized in that the tubing string contains an additional working cylinder and an additional well pump with suction and pressure pipes, a piston with a rod is located in the additional working cylinder, and the suction pipe of the additional well pump is in communication with the internal the volume of the tubing string, the rod located in the additional piston working cylinder is connected to the rod string, the injection pipe of the additional downhole the pump is communicated through the control valve and the corresponding nozzles with the piston and rod cavities of the additional working cylinder located above and below the zone of the additional well pump and the additional working cylinder of the tubing string part; they are communicated with each other and with the hydraulic control valve through the corresponding nozzles, and the liquid level signaling devices are installed in the tubing string.

8. Installation according to claim 7, characterized in that the chamber is located in the tubing, the valve is connected to the piston and rod cavities of the additional working cylinder through additional nozzles, an additional borehole pump is installed in the chamber, additional nozzles through separate equipped with corresponding non-return valves the nozzles are connected with an additional working cylinder, and the chamber is communicated with the production well through the corresponding nozzle.