RU2517304C2

RU2517304C2 - Unit for dual bed operation in well

Info

Publication number: RU2517304C2
Application number: RU2012136761/03A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Васильевич Мамаков; Ильгиз Ясавиевич Давлетов; Руслан Мусович Тухватуллин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача"
Priority date: 2012-08-27
Filing date: 2012-08-27
Publication date: 2014-05-27
Also published as: RU2012136761A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is related to the dual bed operation in one well. The unit contains a packer, a long and a short flow string, two sucker-rod pumps, wellhead equipment and a ground-surface drive for pumps. The unit is equipped with a landing device of a separate type, a centraliser, a guide bushing, a conical plug, a packing V-ring. The body of a ball seal valve is made as a pipe with the inner bore and protrusion and includes a polished rod with torsions to connect rotors of the lower and upper sucker-rod pumps and a thrust bushing, a support ring, packing seals, a compression ring and a press bushing connected to the rod in series. The unit contains an automatic hitch mechanism which includes a protector, a sucker-rod hitch unit, a splined anchor and an adaptor. The unit contains a hydraulic discharger for product discharge. Screw-type pumps are used as sucker-rod pumps. The stator length is reduced per 500-750mm; the stator has a thread at the input side of the screw-type sucker-rod pump.

EFFECT: improving operational efficiency of the unit and reducing material costs.

3 cl, 17 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине.The invention relates to the oil industry, in particular to equipment for simultaneous and separate operation of two layers in one well.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, которая содержит плунжер с цилиндром, всасывающий и нагнетательный клапаны, боковой клапан для отбора жидкости из верхнего пласта, пакер, разобщающий пласты и расположенный ниже приема насоса. Плунжер насоса снабжен расположенным ниже плунжером меньшего диаметра, имеющим нагнетательный клапан. Боковой клапан размешен в нижней торцовой части цилиндра большего размера. В верхней части плунжера меньшего диаметра размещен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с пространством, образованным наружной поверхностью плунжера меньшего диаметра и цилиндром насоса большего диаметра (патент РФ №2321771, опубл. 10.04.2008 г.).A well-known sucker rod pumping unit for simultaneous and separate oil production from two reservoirs, which contains a plunger with a cylinder, suction and discharge valves, a side valve for taking fluid from the upper reservoir, a packer, uncoupling the reservoir and located below the pump intake. The pump plunger is equipped with a lower diameter plunger located below, having a discharge valve. The side valve is located in the lower end of the larger cylinder. In the upper part of the plunger of smaller diameter there is an additional discharge valve in communication with the space formed by the outer surface of the plunger of smaller diameter and the pump cylinder of a larger diameter (RF patent No. 221771, publ. 10.04.2008).

Недостатком данной установки является низкая производительность из-за расположения одного плунжера в другом и невозможность обеспечить отбор нефти из любого пласта с практически любым дебитом пласта.The disadvantage of this installation is the low productivity due to the location of one plunger in another and the inability to provide oil selection from any reservoir with virtually any production rate.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным (А.П.Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа, ч. I,-М.:Недра, 1980 г., с.364, рис.4.1-105).A well-known installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well, containing a string of lift pipes, a cable, a packer, a liner and two pumps, the upper of which is made by a rod and the lower one by electric submersible (A.P. Silash. Oil and gas production and transport, h . I, -M.: Nedra, 1980, p. 344, Figs. 4.1-105).

Недостатками установки являются невозможность отбора нефти высокой вязкости, сложность конструкции и ее монтажа, требующая специальных навыков при спуске и высокая стоимость оборудования.The disadvantages of the installation are the inability to select high viscosity oil, the complexity of the design and its installation, requiring special skills during descent and the high cost of equipment.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, включающая пакер, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), два штанговых глубинных насоса, двухствольную устьевую арматуру и два установленных напротив друг друга наземных привода штанговых насосов (патент РФ №2346184, МПК F04B 47/02, опубл. 10.02.2009 г.).Closest to the proposed invention is an installation for simultaneous and separate operation of formations in a well, including a packer separating the formations in the well, long and short columns of tubing, two sucker rod pumps, double-wellhead fittings and two opposite wellhead ground drive sucker rod pumps (RF patent No. 2346184, IPC F04B 47/02, publ. 02/10/2009).

Недостатками данной установки являются невозможность отбора нефти высокой вязкости, высокая стоимость наземного и внутрискважинного оборудования (2 комплекта наземных приводов штанговых насосов, 2 колонны насосных штанг), строительно-монтажных работ (строительство фундамента и монтаж наземных приводов штанговых насосов), эксплуатационных затрат (расходы электроэнергии, техническое обслуживание).The disadvantages of this installation are the inability to select high-viscosity oil, the high cost of ground and downhole equipment (2 sets of ground rod pump drives, 2 pump rod columns), construction and installation works (construction of the foundation and installation of ground rod pump drives), operating costs (energy costs , Maintenance).

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, - это создание установки, способной производить одновременно-раздельную добычу и учет продуктов из двух пластов, в том числе и высоковязкой нефти, имеющей льготу по НДПИ, в одном стволе скважины двумя насосами по самостоятельным колоннам, на одной подвеске насосных штанг, с помощью одного устьевого привода штанговых насосов, и повысить эффективность отбора нефти и производительность установки, значительно снизить материальные затраты.The technical result to which the invention is directed is the creation of an installation capable of simultaneously producing and separately producing and accounting for products from two reservoirs, including high-viscosity oil, which has the advantage of mineral extraction tax, in one wellbore with two pumps in separate columns, single suspension of sucker rods, using a single wellhead drive of sucker rod pumps, and to increase the efficiency of oil extraction and installation performance, significantly reduce material costs.

Для достижения указанного технического результата установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, включающая пакер, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов, дополнительно снабжена разделительно-посадочным устройством, предназначенным для соединения с короткой колонной НКТ-48, состоящим из корпуса L-образной формы, короткий конец которого имеет сквозное вертикальное отверстие с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса, в верхней части - с корпусом введенного сальникового узла, а длинный конец корпуса имеет вертикальное отверстие с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие с коротким концом корпуса, центратора, имеющего два отверстия, одно - выполненное в виде воронки для соединения с длинным концом корпуса, другое - для размещения корпуса сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки, выполненной с выступом и со сферической поверхностью в нижней ее части для обеспечения скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца корпуса, а верхняя часть направляющей втулки выполнена с наружной резьбой, конусной втулки с наружной резьбой для соединения с колонной НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой, уплотнительным конусным кольцом, установленным одним концом на выступ направляющей втулки, другим - в основание конусной втулки, а корпус сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом, содержащий установленные внутри него полированный шток с торсионами на его концах для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенные на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты шевронного типа, компрессионное кольцо и поджимную втулку, при этом нижний конец корпуса сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса, а верхний конец через комбинированную муфту соединен с помощью резьбы с фильтром для приема продукции верхнего пласта, автоматическим сцепным устройством, включающим протектор, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю конусную резьбу на концах для соединения с колонной НКТ-73, внутри которого размещен штанговый сцепной узел, содержащий корпус, и размещенный внутри него шлицевой якорь, соединенный с ним с помощью двухштыревого байонетного и шлицевого соединений, переходник, соединенный с одного конца с корпусом штангового сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру, а с другого конца - через верхний торсион с ротором верхнего штангового насоса, а шлицевой якорь соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг, при этом на корпус штангового сцепного узла напрессована втулка для жесткости конструкции, установленным на выходе верхнего штангового насоса под протектором автоматического сцепного устройства, гидравлическим разгрузочным устройством для слива продукции из колонны НКТ-73, представляющим собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу, снабженную посадочным местом для уплотнительных колец и расположенными между ними дренажными отверстиями для слива продукции, стопорными отверстиями для винтов-ограничителей и установленным на трубе цилиндром с отверстиями для винтов-ограничителей, выполненным с возможностью перемещения по трубе вниз при срезе винтов-ограничителей, и наружной резьбой с обоих концов для соединения с колонной НКТ-73, а в качестве штанговых насосов использованы винтовые, причем нижняя часть верхнего ротора винтового штангового насоса имеет резьбу для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса через средний торсион, полированный шток сальникового узла и нижний торсион, а длина его статора уменьшена на 500-750 мм, и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса. Кроме того, корпус штангового сцепного узла имеет внутренние шлицы и прорези под штыри, при этом одна прорезь - центральная, а две другие - противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези и каждая соединена с ней с одного конца, а шлицевой якорь имеет два противоположно направленных штыря и наружные шлицы с одного конца якоря для соединения с корпусом сцепного узла.To achieve the specified technical result, the installation for simultaneous and separate operation of reservoirs in the well, including a packer separating the reservoirs in the well, long and short columns of tubing, two sucker rod pumps, wellhead fittings and a ground pump drive, is additionally equipped with separation landing device designed for connection with a short column NKT-48, consisting of an L-shaped body, the short end of which has a through vertical hole with internal thread at the ends for connection in the lower part with a long string NKT-73 connected to the stator of the lower pump, in the upper part - with the housing of the introduced stuffing box, and the long end of the housing has a vertical hole with a tapered inner surface at the inlet, connected through a side hole with a short the end of the housing, a centralizer having two openings, one made in the form of a funnel for connecting to the long end of the housing, the other to accommodate the housing of the stuffing box, designed to separate the bottom and top products seams, a guide sleeve made with a protrusion and with a spherical surface in its lower part to ensure sliding and alignment with the conical inlet of the long end of the housing, and the upper part of the guide sleeve is made with an external thread, a conical sleeve with an external thread for connection with the tubing string -48 and internal thread for connection with a guide sleeve, a taper sealing ring installed at one end on the protrusion of the guide sleeve, the other - at the base of the cone sleeve, and the stuffing box of this unit is made in the form of a pipe with an internal groove and a protrusion, containing a polished rod installed inside it with torsion bars at its ends for connecting to the rotors of the lower and upper sucker rod pumps, a thrust sleeve, a support ring, chevron type sealing collars, a compression ring and a compression sleeve, wherein the lower end of the stuffing box housing is connected to the outlet of the lower sucker rod pump, and the upper end is connected to the filter via a combination sleeve To receive the products of the upper layer, an automatic coupling device comprising a protector made in the form of a steel pipe having an internal taper thread at the ends for connection with an NKT-73 column, inside of which there is a coupling rod assembly containing a housing and a slot anchor placed inside it, connected to it using a two-pin bayonet and splined connections, an adapter connected at one end to the housing of the coupling rod assembly using a thread and forming a free chamber with it, and at the other end and - through the upper torsion bar with the rotor of the upper sucker rod pump, and the spline anchor is connected by means of a thread to the pump rod string, while a sleeve for structural rigidity mounted on the outlet of the upper sucker rod pump under the tread of the automatic coupling device is pressed onto the housing of the rod coupling assembly, under hydraulic protector a device for draining products from the NKT-73 column, which is a step pipe expanded in the upper part, equipped with a seat for o-rings and female drainage holes between them, drain holes for stop screws and a cylinder mounted on the pipe with holes for stop screws made to move down the pipe when the stop screws are cut, and an external thread on both ends to connect to the column NKT-73, and screw pumps were used as rod pumps, and the lower part of the upper rotor of the screw rod pump has a thread for connecting to the lower rotor of the screw rod pump through the medium Nij torsion polished stem packing assembly and a lower torsion bar, and its length of the stator is reduced by 500-750 mm and has a thread on the inlet side of the screw sucker rod pump. In addition, the housing of the coupling rod assembly has internal slots and slots for the pins, with one slot being central and the other two oppositely directed, parallel to the central slot and each connected to it from one end, and the spline anchor has two oppositely directed pins and external slots at one end of the armature for connection to the hitch assembly housing.

Признаки, отличающие предлагаемую установку для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине от указанной выше известной, наиболее близкой к ней, характеризуют наличие разделительно-посадочного устройства, предназначенного для соединения с короткой колонной НКТ-48, состоящего из корпуса L-образной формы, короткий конец которого имеет сквозное вертикальное отверстие с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса, в верхней части - с корпусом введенного, сальникового узла, а длинный конец корпуса имеет вертикальное отверстие с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие с коротким концом корпуса, центратора, имеющего два отверстия, одно - выполненное в виде воронки для соединения с длинным концом корпуса, другое - для размещения корпуса сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки, выполненной с выступом и со сферической поверхностью в нижней ее части для обеспечения скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца корпуса, а верхняя часть направляющей втулки выполнена с наружной резьбой, конусной втулки с наружной резьбой для соединения с колонной НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой, уплотнительным конусным кольцом, установленным одним концом на выступ направляющей втулки, другим - в основание конусной втулки, наличие сальникового узла, корпус которого выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом, содержащий установленные внутри него полированный шток с торсионами на его концах для соединения с роторами нижнего и верхнего штанговых насосов, последовательно расположенных на штоке упорную втулку, опорное кольцо, уплотнительные манжеты шевронного типа, компрессионное кольцо и поджимную втулку, при этом нижний конец корпуса сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса, а верхний конец через комбинированную муфту соединен с помощью резьбы с фильтром для приема продукции верхнего пласта, наличие автоматического сцепного устройства, включающего протектор, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю конусную резьбу на концах для соединения с колонной НКТ-73, внутри которого размещен штанговый сцепной узел, содержащий корпус, и размещенный внутри него шлицевой якорь, соединенный с ним с помощью двухштыревого байонетного и шлицевого соединений, переходник соединенный с одного конца с корпусом сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру, а с другого конца - через верхний торсион с ротором верхнего штангового насоса, а шлицевой якорь соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг, при этом на корпус штангового сцепного узла напрессована втулка для жесткости конструкции, наличие гидравлического разгрузочного устройства для слива продукции из колонны НКТ-73, установленного на выходе верхнего штангового насоса под протектором автоматического сцепного устройства, представляющего собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу, снабженную посадочным местом для уплотнительных колец, и расположенными между ними дренажными отверстиями для слива продукции, стопорными отверстиями для винтов-ограничителей и установленным на трубе цилиндром с отверстиями для винтов-ограничителей, выполненным с возможностью перемещения по трубе вниз при срезе винтов-ограничителей, и наружной резьбой с обоих сторон для соединения с колонной НКТ-73, использование в качестве штанговых насосов - винтовых, причем нижняя часть верхнего ротора винтового штангового насоса имеет резьбу для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса через средний торсион, полированный шток сальникового узла и нижний торсион, а длина его статора уменьшена на 500-750 мм и имеет резьбу со стороны входа винтового штангового насоса, а также наличие в корпусе штангового сцепного узла внутренних шлицев и прорезей под штыри, при этом одна прорезь - центральная, а две другие противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези и каждая соединена с ней с одного конца, наличие у шлицевого якоря двух противоположно направленных штырей и наружных шлицев с одного конца якоря для соединения с корпусом сцепного узла, что позволяет производить одновременно-раздельную добычу и учет продуктов из двух пластов карбонатных залежей трудноизвлекаемой нефти с различными свойствами малодебитных эксплуатационных скважин по самостоятельным колоннам НКТ, в одном стволе скважины, на одной подвеске насосных штанг, с помощью одного устьевого привода винтовых насосов и повысить эффективность отбора нефти и производительность установки.Signs that distinguish the proposed installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well from the above known, closest to it, characterize the presence of a separation and landing device designed to connect with a short string NKT-48, consisting of an L-shaped body, short end which has a through vertical hole with an internal thread at the ends for connection in the lower part with a long column NKT-73 connected to the stator of the lower pump, in the upper part - with the housing o, gland unit, and the long end of the case has a vertical hole with a tapered inner surface at the inlet, connected through a side hole with the short end of the case, a centralizer having two holes, one made in the form of a funnel for connection with the long end of the case, the other for placement of the housing of the stuffing box designed to separate the products of the lower and upper layers, a guide sleeve made with a protrusion and with a spherical surface in its lower part to ensure sliding and openings with a conical inlet of the long end of the housing, and the upper part of the guide sleeve made with an external thread, a conical sleeve with an external thread for connection with a NKT-48 column and an internal thread for connection with a guide sleeve, a sealing conical ring installed at one end on a ledge of the guide bushings, for others - to the base of the conical bush, the presence of a stuffing box, the body of which is made in the form of a pipe with an internal groove and a protrusion, containing a polished rod installed inside it with orzions at its ends for connecting the lower and upper sucker rod pumps, the thrust sleeve, the support ring, the chevron type sealing collars, the compression ring and the compression sleeve, sequentially located on the rod, while the lower end of the stuffing box housing is connected to the output of the lower sucker pump, and the upper end through a combination sleeve is connected by means of a thread to the filter for receiving the products of the upper layer, the presence of an automatic coupling device, including a protector made in de a steel pipe having an internal taper thread at the ends for connection with an NKT-73 column, inside of which there is a rod coupling assembly containing a housing, and a spline anchor located inside it, connected to it using a two-pin bayonet and spline connection, an adapter connected to one end with the housing of the coupling unit using a thread, and forming a free chamber with it, and on the other end, through the upper torsion bar with the rotor of the upper sucker rod pump, and the spline anchor is connected by thread to the pump column rods, while a sleeve for structural rigidity is pressed onto the housing of the rod coupling assembly, the presence of a hydraulic unloading device for draining the products from the NKT-73 column installed at the outlet of the upper rod pump under the tread of the automatic coupling device, which is a step pipe expanded at the top, equipped with a seat for o-rings, and between them drainage holes for draining products, locking holes for stop screws and a cylinder mounted on the pipe with holes for restrictor screws, made to move down the pipe when the limiter screws are cut, and an external thread on both sides to connect to the NKT-73 column, use screw pumps as rod pumps, the lower part being the upper rotor of the screw rod pump has a thread for connecting to the lower rotor of the screw rod pump through the middle torsion bar, polished shaft seal and lower torsion bar, and the length of its stator is reduced by 500-750 mm and t the thread on the inlet side of the screw rod pump, as well as the presence of internal splines and slots for the pins in the housing of the rod coupling unit, while one slot is central, and the other two are oppositely directed, parallel to the central slot and each connected to it from one end , the presence of a spline anchor with two oppositely directed pins and external slots from one end of the armature for connection to the hitch assembly body, which allows for simultaneous and separate production and accounting of products from two layers of carbonate deposits of hard-to-recover oil with various properties of low-production production wells on independent tubing strings, in one wellbore, on one pump rod suspension, using one wellhead drive of screw pumps and to increase oil extraction efficiency and installation productivity.

Предлагаемая установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1-17.The proposed installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well is illustrated by the drawings shown in figures 1-17.

- на фиг.1 и 2 показана схема установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, в разрезе в рабочем положении;- figure 1 and 2 shows the installation diagram for simultaneous-separate operation of the layers in the well, in the context in the working position;

- на фиг.3 - показан продольный разрез разделительно-посадочного устройства установки;- figure 3 shows a longitudinal section of a separation and landing device;

- на фиг.4 - продольный разрез сальникового узла установки;- figure 4 is a longitudinal section of the stuffing box installation;

- на фиг.5 - продольный разрез автоматического сцепного устройства установки;- figure 5 is a longitudinal section of an automatic coupling device;

- на фиг.6 - сечение А-А фиг.5;- figure 6 is a section aa of figure 5;

- на фиг.7 - сечение Б-Б фиг.5;- Fig.7 is a section bB of Fig.5;

- на фиг.8 - общий вид корпуса автоматического сцепного устройства;- Fig.8 is a General view of the housing of the automatic coupling device;

- на фиг.9 - корпус автоматического сцепного устройства в разрезе;- figure 9 is a section of the automatic coupling device;

- на фиг.10 - сечение А-А фиг.8;- figure 10 is a section aa of Fig.8;

- на фиг.11 - сечение Б-Б фиг.9;- figure 11 is a section bB of Fig.9;

- на фиг.12 - общий вид шлицевого якоря сцепного узла;- Fig.12 is a General view of the spline anchor of the coupling unit;

- на фиг.13 - сечение А-А фиг.12;- Fig.13 is a section aa of Fig.12;

- на фиг.14 - сечение Б-Б фиг.12;- Fig.14 is a section bB of Fig.12;

- на фиг.15 - продольный разрез гидравлического разгрузочного устройства установки;- Fig.15 is a longitudinal section of a hydraulic unloading device of the installation;

- на фиг.16 - общий вид ротора верхнего винтового штангового насоса;- Fig.16 is a General view of the rotor of the upper screw rod pump;

- на фиг.17 - продольный разрез статора верхнего винтового штангового насоса.- Fig.17 is a longitudinal section of the stator of the upper screw rod pump.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине (фиг.1, 2), содержит пакер 1, разделяющий пласты в скважине, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб 2 и 3 соответственно с диаметрами 73 мм и 48 мм (НКТ-73 и НКТ-48), два штанговых насоса 4 и 5 (нижний и верхний соответственно, расположенных один над другим в колонне НКТ-73), устьевую арматуру 6 и наземный привод 7 насосов 4 и 5. Установка дополнительно снабжена разделительно-посадочным устройством (фиг.3) для соединения с колонной 3 НКТ-48 и перенаправления потока продукции нижнего пласта с выхода нижнего штангового насоса 4 в колонну 3 НКТ-48 и подъема на устье скважины. Разделительно-посадочное устройство состоит из корпуса L-образной формы, короткий конец 8 которого имеет сквозное вертикальное отверстие 9 с внутренней резьбой на концах для соединения в нижней части с длинной колонной 2 НКТ-73, соединенной со статором нижнего насоса 4, в верхней части - с корпусом 10 введенного в колонну 2 НКТ-73, сальникового узла, а длинный конец корпуса 11 разделительно-посадочного устройства имеет вертикальное отверстие 12 с конусной внутренней поверхностью на входе, соединенное через боковое отверстие 13 с коротким концом 8 корпуса, центратора 14, имеющего два отверстия: одно отверстие 15 выполнено в виде воронки для соединения с длинным концом 11 корпуса, другое отверстие 16 - для размещения корпуса 10 сальникового узла, предназначенного для разделения продукции нижнего и верхнего пластов, направляющей втулки 17, выполненной с выступом 18 и со сферической поверхностью 19 в нижней части для обеспечения ее скольжения и совмещения с конусным входным отверстием длинного конца 11 корпуса, а верхняя часть направляющей втулки 17 выполнена с наружной резьбой, конусной втулки 20 с наружной резьбой для соединения с колонной 3 НКТ-48 и внутренней резьбой для соединения с направляющей втулкой 17, уплотнительным конусным кольцом 21, установленным одним концом на выступ 18 направляющей втулки 17, другим концом - в основание конусной втулки 20, а корпус 10 сальникового узла выполнен в виде трубы с внутренней проточкой и выступом 22. Корпус 10 сальникового узла содержит установленные внутри него полированный шток 23 с нижним и средним торсионами 24 и 25 на его концах для соединения с роторами нижнего штангового насоса 4 и верхнего штангового насоса 5 соответственно, последовательно расположенные на штоке 23 упорную втулку 26, опорное кольцо 27, уплотнительные манжеты 28 шевронного типа, компрессионное кольцо 29 и поджимную втулку 30, а нижний конец корпуса 10 сальникового узла соединен с выходом нижнего штангового насоса 4, а верхний конец через комбинированную муфту 31 соединен с помощью резьбы с фильтром 32 для приема продукции верхнего пласта. Установка снабжена автоматическим сцепным устройством (фиг.5, 6, 7), включающим протектор 33, выполненный в виде стальной трубы, имеющей внутреннюю резьбу на концах для соединения с колонной 2 НКТ-73, предназначенным для восприятия осевых нагрузок его протектором 33 при установке пакера 1 в рабочее положение при спуске и переводе его в транспортное положение при подъеме и для обеспечения свободного подъема продукции верхнего пласта через кольцевое пространство между внутренним диаметром протектора 33 и наружным диаметром корпуса сцепного устройства. Внутри протектора 33 размещен штанговой сцепной узел (фиг.8, 9, 10, 11, 12, 13, 14), предназначенный для соединения и передачи крутящего момента от колонны насосных штанг через гибкую связь ротору верхнего насоса 5, а также для сцепления и расцепления колонны насосных штанг от ротора насоса 5 в автоматическом режиме в случае необходимости подъема оборудования из скважины, представляющий собой комбинированное байонетное и шлицевое соединение и содержащий корпус 34 и размешенный внутри него шлицевой якорь 35, причем корпус 34 штангового сцепного узла имеет внутренние шлицы 36 и прорези под штыри, при этом одна центральная прорезь 37, а две другие прорези 38 и 39 противоположно направлены, расположены параллельно относительно центральной прорези 37 и каждая соединена с ней с одного конца, а шлицевой якорь 35 имеет два противоположно направленных штыря 40 и наружные шлицы 41 с одного конца якоря для соединения с корпусом 34 сцепного узла. Внутри протектора 33 размещен переходник 42 с верхним торсионом 43, соединенный с одного конца с корпусом 34 сцепного узла с помощью резьбы, и образующим с ним свободную камеру 44, а с другого конца - через верхний торсион 43 с ротором верхнего штангового насоса 5, а шлицевой якорь 35 соединен с помощью резьбы с колонной насосных штанг 45, при этом на корпус 34 штангового сцепного узла напрессована втулка 46 для жесткости конструкции. Установка снабжена гидравлическим разгрузочным устройством (фиг.15) для слива продукции из колонны 2 НКТ-73, установленным на выходе верхнего штангового насоса 5 под протектором 33 автоматического сцепного устройства, представляющим собой расширенную в верхней части ступенчатую трубу 47, снабженную посадочным местом 48 для уплотнительных колец 49 и 50, и расположенными между ними, четырьмя дренажными отверстиями 51 для слива продукции, стопорными отверстиями (на чертеже не показаны) для винтов-ограничителей 52, и установленным на трубе 47 цилиндром 53 с отверстиями (на чертеже не показаны) для винтов-ограничителей 52, выполненным с возможностью перемещения по трубе 47 вниз при срезе винтов-ограничителей 52. Труба 47 имеет наружную резьбу с обоих концов для соединения с колонной 2 НКТ-73. В качестве штанговых насосов 4 и 5 использованы винтовые штанговые насосы, причем нижняя часть верхнего ротора 54 винтового штангового насоса 5 (фиг.16) имеет резьбу 55 для соединения с нижним ротором винтового штангового насоса 4 через средний торсион 25, полированный шток 23 сальникового узла, нижний торсион 24, а длина статора 56 верхнего винтового штангового насоса 5 (фиг.17) уменьшена на 500-750 мм для обеспечения свободного хода роторов в статорах при коррекции их взаимоположения во время работы и имеет резьбу со стороны входа нижнего винтового штангового насоса 4.Installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well (Fig.1, 2), contains a packer 1, separating the layers in the well, long and short columns of tubing 2 and 3, respectively, with diameters of 73 mm and 48 mm (NKT-73 and NKT-48), two rod pumps 4 and 5 (lower and upper, located one above the other in the NKT-73 column), wellhead fittings 6 and ground drive 7 of pumps 4 and 5. The installation is additionally equipped with a separation and landing device (Fig. 3) for connection with column 3 of the NKT-48 and redirecting the flow of products the lower layer from the exit of the lower rod pump 4 to the string 3 NKT-48 and lifting at the wellhead. The separation and landing device consists of an L-shaped housing, the short end of which 8 has a through vertical hole 9 with an internal thread at the ends for connection in the lower part with a long column 2 of NKT-73 connected to the stator of the lower pump 4, in the upper part - with the housing 10 introduced into the column 2 NKT-73, the gland unit, and the long end of the housing 11 of the separation and landing device has a vertical hole 12 with a tapered inner surface at the inlet, connected through a side hole 13 with a short end 8 to of the housing, the centralizer 14, having two holes: one hole 15 is made in the form of a funnel for connection with the long end 11 of the body, the other hole 16 is for placement of the body 10 of the stuffing box, designed to separate the products of the lower and upper layers, the guide sleeve 17, made with the protrusion 18 and with a spherical surface 19 in the lower part to ensure its sliding and alignment with the conical inlet of the long end 11 of the housing, and the upper part of the guide sleeve 17 is made with an external thread of the conical sleeve 2 0 with an external thread for connection with a 3-tubing-48 column and an internal thread for connection with a guide sleeve 17, a taper sealing ring 21 installed at one end on the protrusion 18 of the guide sleeve 17, the other end into the base of the taper sleeve 20, and the stuffing box 10 the node is made in the form of a pipe with an internal groove and a protrusion 22. The housing 10 of the stuffing box contains a polished rod 23 installed inside it with the lower and middle torsions 24 and 25 at its ends for connection with the rotors of the lower rod pump 4 and the upper piece ngovogo pump 5, respectively, sequentially located on the rod 23, the thrust sleeve 26, the support ring 27, the sealing lips 28 chevron type, the compression ring 29 and the compression sleeve 30, and the lower end of the housing 10 of the stuffing box is connected to the output of the lower rod pump 4, and the upper end through a combination sleeve 31 is connected by means of a thread to the filter 32 for receiving the products of the upper layer. The installation is equipped with an automatic coupling device (FIGS. 5, 6, 7), including a tread 33 made in the form of a steel pipe having an internal thread at the ends for connection with the NKT-73 column 2, designed to absorb axial loads by its tread 33 when installing the packer 1 to the working position during the descent and its transfer to the transport position when lifting and to ensure the free rise of the products of the upper layer through the annular space between the inner diameter of the tread 33 and the outer diameter of the housing of the coupling device oystva. Inside the tread 33 there is a rod coupling assembly (Figs. 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14) designed to connect and transmit torque from the pump rod string through flexible coupling to the rotor of the upper pump 5, as well as for coupling and disengaging columns of pump rods from the pump rotor 5 in automatic mode if it is necessary to lift equipment from the well, which is a combined bayonet and splined connection and comprising a housing 34 and a splined armature 35 placed inside it, and the housing 34 of the rod coupling unit there are internal slots 36 and slots for the pins, with one central slot 37 and the other two slots 38 and 39 oppositely directed, parallel to the central slot 37 and each connected to it from one end, and the slotted armature 35 has two oppositely directed pins 40 and outer slots 41 from one end of the armature for connection to the housing 34 of the coupling unit. Inside the tread 33 there is an adapter 42 with an upper torsion 43 connected at one end to the housing 34 of the coupling unit with a thread and forming a free chamber 44 with it, and at the other end, through the upper torsion 43 with the rotor of the upper rod pump 5, and a spline the anchor 35 is threadedly connected to the string of pump rods 45, while a sleeve 46 is pressed onto the housing 34 of the coupling rod assembly for structural rigidity. The installation is equipped with a hydraulic unloading device (Fig. 15) for draining the products from the NKT-73 column 2, installed at the outlet of the upper rod pump 5 under the tread 33 of the automatic coupling device, which is a step pipe 47 expanded in the upper part, equipped with a seat 48 for sealing rings 49 and 50, and located between them, four drainage holes 51 for draining the products, locking holes (not shown) for stop screws 52, and a cylinder mounted on the pipe 47 m 53 with holes (not shown) for stop screws 52, configured to move down pipe 47 when shear stop screws 52 are cut. Pipe 47 has an external thread at both ends to connect to column 2 of the tubing tubing 73. As rod pumps 4 and 5, screw rod pumps are used, the lower part of the upper rotor 54 of the screw rod pump 5 (Fig. 16) having a thread 55 for connecting to the lower rotor of the screw rod pump 4 through the middle torsion 25, polished rod 23 of the stuffing box, lower torsion 24, and the length of the stator 56 of the upper screw rod pump 5 (Fig. 17) is reduced by 500-750 mm to provide free movement of the rotors in the stators when correcting their relative positions during operation and has a thread on the input side of the lower screw head foot pump 4.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

На устье скважины в эксплуатационную колонны устанавливают основание двуствольной устьевой арматуры 6 (фиг.1) и спускают длинную колонну насосно-компрессорных труб 2 с пакером 1, нижним винтовым штанговым насосом 4, разделительно-посадочным устройством (фиг.3), сальниковым узлом (фиг.4), верхним винтовым штанговым насосом 5, гидравлическим разгрузочным устройством (фиг.15), автоматическим сцепным устройством (фиг.5), соединенным с ротором верхнего насоса 5 через торсион 43. После посадки пакера 1 между пластами А и Б длинную колонну насосно-компрессорных труб 2 НКТ-73 закрепляют на устьевом фланце двуствольной устьевой арматуры 6 и спускают короткую колонну насосно-компрессорных труб 3 НКТ-48, которая фиксируется в конусной части отверстия 12 (фиг.3) разделительно-посадочного устройства в скважине и закрепляется на устьевом фланце двуствольной устьевой арматуры 6.At the wellhead, the base of the double-barrel wellhead reinforcement 6 is installed in the production casing 6 (Fig. 1) and the long string of tubing 2 with the packer 1, the lower screw rod pump 4, the separation and landing device (Fig. 3), and the stuffing box are lowered (Fig. .4), an upper screw rod pump 5, a hydraulic unloading device (Fig. 15), an automatic coupling device (Fig. 5) connected to the rotor of the upper pump 5 through a torsion 43. After the packer 1 is planted between layers A and B, a long pumping column -compress weed pipes 2 NKT-73 are fixed on the wellhead flange of a double-barrel wellhead 6 and a short string of tubing 3 NKT-48 is lowered, which is fixed in the conical part of the hole 12 (Fig. 3) of the separation and landing device in the well and fixed on the wellhead flange double-barrel wellhead 6.

Далее осуществляют спуск насосных штанг 45 с устьевым сальниковым штоком 57 (фиг.1) в верхней части, и шлицевым якорем 35 (фиг.5) в нижней части.Next, carry out the descent of the sucker rods 45 with the wellhead stuffing rod 57 (figure 1) in the upper part, and a slotted armature 35 (figure 5) in the lower part.

При опускании колонны насосных штанг 45 с присоединенным к ним шлицевым якорем 35 внутрь колонны 2 НКТ-73 скважины, якорь 35 касается корпуса 34 сцепного узла, штыри 40 якоря заходят в центральную прорезь 37 корпуса 34, одновременно шлицы 41 якоря входят в шлицы 36 корпуса 34, якорь углубляется дальше в свободную камеру 44, штыри 40 упираются в конец центральной прорези, а торец якоря 35 в торец переходника 42 в свободной камере 44, шлицы 41 якоря 35 выходят из зацепления, затем осуществляют поворот колонны штанг 45 с якорем 35 на 60° по часовой стрелке, колонна насосных штанг 45 приподнимается до упора на величину хода якоря 35 в корпусе 34. Штыри 40 якоря 35 начинают движение по прорезям 38 и 39 в обратном направлении до упора в конце прорезей 38 и 39, одновременно шлицы 41 якоря 35 вновь входят в шлицы 36 корпуса 34. Якорь 35 и корпус 34 штангового сцепления узла находятся в комбинированном байонетно-шлицевом зацеплении и готовы выполнять передачу крутящего момента от колонны насосных штанг 45 к ротору верхнего насоса 5. Расцепление элементов сцепного узла происходит в обратном порядке.When lowering the string of pump rods 45 with a slotted anchor 35 connected to them inside the string 2 of the NKT-73 well, the armature 35 touches the body 34 of the coupling unit, the pins 40 of the armature go into the central slot 37 of the body 34, while the slots 41 of the armature enter the slots 36 of the body 34 , the anchor goes deeper into the free chamber 44, the pins 40 abut against the end of the central slot, and the end of the armature 35 into the end of the adapter 42 in the free chamber 44, the slots 41 of the anchor 35 disengage, then the column string 45 is rotated with the anchor 35 through 60 ° clockwise column pump rods 45 is raised to the stop by the amount of travel of the armature 35 in the housing 34. The pins 40 of the armature 35 begin to move along the slots 38 and 39 in the opposite direction to the stop at the end of the slots 38 and 39, while the slots 41 of the armature 35 re-enter the slots 36 of the housing 34 Anchor 35 and the body 34 of the clutch rod assembly are in a combined bayonet-splined mesh and are ready to transmit torque from the string of pump rods 45 to the rotor of the upper pump 5. The elements of the coupling assembly are disengaged in the reverse order.

Пуск, остановка, контроль за работой, регулирование производительности насосов за счет изменения числа оборотов роторов насосов и аварийное отключение установки осуществляют с помощью станции управления с преобразователем частоты.Start, stop, operation control, regulation of pump performance by changing the number of revolutions of the pump rotors and emergency shutdown of the installation is carried out using a control station with a frequency converter.

Вращение передается от наземного привода 7 через специальный зажим штока (на чертеже не показан), устьевой сальниковый шток 57, колонну насосных штанг 45, автоматическое сцепное устройство, верхний торсион 43, ротору верхнего насоса 5, затем через средний торсион 25, нижний торсион 24, полированный шток 23 сальникового узла ротору нижнего насоса 4. Роторы верхнего и нижнего насосов 5 и 4, получив вращение, образуют в статорах передвигающиеся рабочие камеры в направлении от входа в сторону выхода, по которым перемещается продукция нефтяных пластов.Rotation is transmitted from the ground drive 7 through a special rod clamp (not shown in the drawing), wellhead stuffing box 57, pump rod string 45, automatic coupler, upper torsion 43, rotor of upper pump 5, then through middle torsion 25, lower torsion 24, polished rod 23 of the stuffing box assembly to the lower pump rotor 4. The rotors of the upper and lower pumps 5 and 4, having received rotation, form moving working chambers in the stators in the direction from the entrance to the output side, along which the production of oil reservoirs moves.

Продукция нижнего пласта прокачивается нижним насосом 4 через отверстия 9 и 13 L-образного корпуса разделительно-посадочного устройства в колонну 3 НКТ-48, поднимается на устье и через устьевую арматуру 6 поступает в нагнетательную линию А и напорный нефтепровод продукции нижнего пласта.The products of the lower reservoir are pumped by the lower pump 4 through the openings 9 and 13 of the L-shaped casing of the separation and landing device into the column 3 of the NKT-48, rises to the mouth and through the wellhead 6 enters the discharge line A and the pressure oil pipe of the production of the lower reservoir.

Из верхнего пласта продукция поступает через фильтр 32 на вход верхнего насоса 5, прокачивается верхним насосом 5 в колонну 2 НКТ-73, поднимается на устье и через устьевую арматуру 6 поступает в нагнетательную линию Б и напорный нефтепровод продукции верхнего пласта.From the upper formation, the product enters through the filter 32 to the inlet of the upper pump 5, is pumped by the upper pump 5 to the NKT-73 column 2, rises to the mouth and through the wellhead 6 enters the discharge line B and the pressure oil pipe of the upper formation.

В случае необходимости извлечения установки из скважины, перед началом подъема узлов из скважины, необходимо опорожнить внутренние полости обоих колонн НКГ-48 и НКТ-73 от продукции верхнего и нижнего пластов.If it is necessary to remove the installation from the well, before starting to lift the nodes from the well, it is necessary to empty the internal cavities of both columns NKG-48 and NKT-73 from the production of the upper and lower layers.

Слив продукции верхнего пласта осуществляют через гидравлическое разгрузочное устройство (фиг.15) в следующем порядке. Перед подъемом колонны 2 НКТ-73 из скважины к нагнетательной линии Б обвязки устья скважины на поверхности, соединенной через устьевую арматуру 6 с колонной 2 НКТ-73, подключают передвижной насосный агрегат высокого давления, с помощью которого производят закачку продавочной жидкости (вода пресная или пластовая) из вспомогательной емкости в колонну 2 НКТ-73. Как только давление жидкости в колонне 2 НКТ-73 достигнет давления среза винтов-ограничителей 52, фиксирующих подвижный цилиндр 53, происходит срез винтов-ограничителей 52 гидравлического разгрузочного устройства (фиг.15), цилиндр 53 опускается вниз по трубе 47 до упора на муфту (на чертеже не показана) колонны 2 НКТ-73, открываются дренажные отверстия 51, продукция вместе с продавочной жидкостью, находящаяся в колонне 2 НКТ-73, сливается через дренажные отверстия 51 в межколонное пространство, давление на выходе поршневого насоса падает до нуля, насосный агрегат отключается.The discharge of the products of the upper layer is carried out through a hydraulic unloading device (Fig.15) in the following order. Before lifting the NKT-73 column 2 from the well to the injection line B of the wellhead strapping on the surface connected through the wellhead 6 to the NKT-73 column 2, a mobile high-pressure pump unit is connected with which pumping fluid is pumped (fresh or produced water ) from the auxiliary tank to column 2 of the tubing-73. As soon as the fluid pressure in the column 2 of the NKT-73 reaches the shear pressure of the restrictor screws 52 securing the movable cylinder 53, the restrictor screws 52 of the hydraulic unloading device are cut off (Fig. 15), the cylinder 53 goes down the pipe 47 to the stop on the coupling ( not shown in the drawing) columns 2 of the NKT-73, drainage holes 51 open, the product, together with the squeezing liquid, located in column 2 of the NKT-73, merges through the drainage holes 51 into the annular space, the pressure at the outlet of the piston pump drops to zero, the pump the first unit is switched off.

Далее осуществляют демонтаж устьевого привода, расцепление шлицевого якоря 35, закрепленного на колонне насосных штанг 45 от корпуса 34 автоматического устройства (фиг.5) в колонне НКТ-73, производят подъем колонны насосных штанг 45, демонтаж тройника устьевой арматуры 6. Разъединение конусного уплотнительного узла в разделительно-посадочном устройстве и на нижнем конце 3 НКТ-48 происходит в результате придания натяжения колонне 3 НКТ-48, превышающего вес на 200-300 кг. После разгерметизации узла происходит слив продукта из колонны НКТ-48 в межколонное пространство и начинают процесс подъема колонны 3 НКТ-48 из скважины. Затем осуществляют демонтаж подвески НКТ-73, производят перевод пакера в транспортное положение, подъем колонны 2 НКТ-73 с комплектом двух винтовых штанговых насосов и узлов установки из скважины.Next, the wellhead drive is dismantled, the spline anchor 35 mounted on the pump rod string 45 from the housing 34 of the automatic device (Fig. 5) in the NKT-73 column is disengaged, the column of pump rods 45 is lifted, the tee of the wellhead valve is dismantled 6. The conical sealing assembly is disconnected. in the separation and landing device and at the lower end 3 of the NKT-48 occurs as a result of giving tension to the column 3 of the NKT-48, exceeding the weight by 200-300 kg. After depressurization of the unit, the product is drained from the NKT-48 column into the annular space and the process of lifting the 3 NKT-48 column from the well begins. Then carry out the dismantling of the NKT-73 suspension, transfer the packer to the transport position, raise the column 2 NKT-73 with a set of two screw rod pumps and installation units from the well.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет производить одновременную эксплуатацию двух продуктивных горизонтов карбонатных залежей с содержанием нефти высокой вязкости с различными свойствами в одном стволе двумя штанговыми винтовыми насосами в скважине одной колонной насосных штанг и одним устьевым приводом, обеспечить транспортирование продукции каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам, сократить число эксплуатационных скважин, производить раздельный учет добычи нефти каждого пласта различной вязкости, сократить расходы на эксплуатацию и текущий ремонт эксплуатационных скважин с соблюдением требований государственного регулирования по рациональному недропользованию и повысить производительность установки.Thus, the proposed installation allows the simultaneous operation of two productive horizons of carbonate deposits with high viscosity oil with different properties in one well with two sucker rod pumps in the well with one pump rod string and one wellhead drive, and ensure the production of each formation to the surface through independent channels , to reduce the number of production wells, to separately record the oil production of each reservoir of various viscosities, with to reduce the costs of operation and maintenance of production wells in compliance with the requirements of state regulation for rational subsoil use and increase the productivity of the installation.

Были проведены испытания предлагаемой установки для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине в ЦДНГ-2 ОАО «Татнефтеотдача», которые показали высокую надежность работы установки и повышение производительности в 2,5 раза. Намечено внедрение установки на IV квартал 2012 г.Tests of the proposed installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well were conducted at TsDNG-2 of OAO Tatnefteotdacha, which showed high reliability of the installation and an increase in productivity by 2.5 times. The installation is planned for the IV quarter of 2012.

Claims

1. Installation for simultaneous and separate operation of the layers in the well, including a packer separating the layers in the well, long and short columns of tubing, two sucker rod pumps, wellhead fittings and ground pump drive, characterized in that it is additionally equipped with a separation and landing a device intended for connection with a short column NKT-48, consisting of an L-shaped body, the short end of which has a through vertical hole with an internal thread at the ends for connection to neither the bottom part with a long string NKT-73 connected to the stator of the lower pump, in the upper part - with the housing of the introduced stuffing box, and the long end of the body has a vertical hole with a tapered inner surface at the inlet, connected through the side hole with the short end of the housing, the centralizer, having two holes, one - made in the form of a funnel for connecting to the long end of the housing, the other - to accommodate the housing of the stuffing box, designed to separate the products of the lower and upper layers, guiding a piece made with a protrusion and with a spherical surface in its lower part to ensure sliding and alignment with the conical inlet of the long end of the housing, and the upper part of the guide sleeve is made with an external thread, a conical sleeve with an external thread for connection with the NKT-48 column and internal thread for connection with a guide sleeve, a taper sealing ring installed at one end on the protrusion of the guide sleeve, the other on the base of the cone sleeve, and the stuffing box body is made in the form of a pipe with an internal groove and a protrusion, containing a polished rod installed inside it with torsion bars at its ends for connecting to the rotors of the lower and upper sucker rod pumps, a thrust sleeve, a support ring, chevron type sealing collars, a compression ring and a compression sleeve, sequentially located on the rod the lower end of the stuffing box housing is connected to the outlet of the lower sucker rod pump, and the upper end is connected through a combination sleeve with a filter thread to receive the products of the upper formation, an automatic coupling device comprising a tread made in the form of a steel pipe having an internal taper thread at the ends for connection with an NKT-73 column, inside of which there is a rod coupling assembly containing a housing, and a spline anchor placed inside it connected to it using a two-pin bayonet and splined connections, an adapter connected at one end to the housing of the coupling rod assembly with a thread and forming a free chamber with it, and at the other end, through the upper torsion bar with po a torch of the upper sucker rod pump, and the spline anchor is threadedly connected to the column of sucker rods, while a sleeve for structural rigidity mounted on the outlet of the upper sucker pump under the tread of the automatic coupling device is pressed onto the housing of the rod coupling assembly, with a hydraulic unloading device to discharge products from the column NKT-73, which is a step pipe expanded in the upper part, equipped with a seat for the sealing rings, and a drainage located between them and holes for draining the products, locking holes for the stop screws, and a cylinder mounted on the pipe with holes for the stop screws, made to move down the pipe when the stop screws are cut, and an external thread at both ends to connect to the tubing string- 73, and screw pumps were used as rod pumps, the lower part of the upper rotor of the screw rod pump having a thread for connection to the lower rotor of the screw rod pump through the middle torsion bar, polished approx packing assembly and a lower torsion bar, and its length of the stator is reduced by 500-750 mm and has a thread on the inlet side of the screw sucker rod pump.

2. Installation according to claim 1, characterized in that the housing of the coupling rod assembly has internal slots and slots for the pins, with one slot being central, and the other two oppositely directed, arranged parallel to the central slot and each connected to it from one the end.

3. Installation according to claim 1, characterized in that the spline anchor has two oppositely directed pins and external slots at one end of the armature for connection with the housing of the coupling unit.