RU2519153C1

RU2519153C1 - Downhole pump unit

Info

Publication number: RU2519153C1
Application number: RU2013116956/06A
Authority: RU
Inventors: Ривенер Мусавирович Габдуллин
Original assignee: Ривенер Мусавирович Габдуллин
Priority date: 2013-04-15
Filing date: 2013-04-15
Publication date: 2014-06-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: downhole pump unit consists of a lifting string, a wellhead power hydroelectric unit, and a submersible pump with pumping chamber, with a movable working element. The submersible hydraulic drive with a movable stepped plunger is coupled with the wellhead power hydroelectric unit using two hydraulic channels. The pumping chamber is additionally equipped with a cup, in cavity of which a movable working element is installed, made in form of heavy fluid, e.g. mercury. Heavy fluid occupies maximum capacity of the pumping chamber till the level of the pump's suction valve with the top position of the stepped plunger of the hydraulic drive. The stepped plunger is installed in two isolated sealed cavities with driving fluid, the top one of which is connected to one hydraulic channel, and the bottom one to another. Part of the stepped plunger having large diameter in place of separation of driving cavities and part of the stepped plunger having small diameter in the place of its transition from the top driving cavity into the pumping chamber are sealed.

EFFECT: separation of driving working fluid from pumping one, no rod string, minimum plunger friction loss and possibility to control its dynamic characteristics.

5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из скважин при большом содержании твердых частиц в откачиваемой жидкости, агрессивных сред, высокой вязкости и большой кривизне скважин.The invention relates to the oil industry and can be used for oil production from wells with a high content of solid particles in the pumped liquid, aggressive media, high viscosity and high curvature of the wells.

Известен скважинный насос, содержащий погружной гидравлический привод, в виде двусторонней поршневой объемной машины, спущенный в скважину, причем, плунжер гидропривода жестко соединен с плунжером погружного объемного насоса. Нижний конец цилиндра погружного гидропривода соединен гидравлическим каналом с устьевым силовым насосом для передачи знакопеременных нагрузок на приводной плунжер. Верхний конец приводного цилиндра соединен гидравлическим обводным каналом с полостью лифтовой колонны. На нижнем конце насосного плунжера установлен нагнетательный клапан, а на нижнем конце цилиндра насоса установлен всасывающий клапан. Кроме того, на лифтовой колонне, ниже окна обводного канала установлен обратный клапан (US 1568447, 05.01.1926).Known borehole pump containing a submersible hydraulic drive, in the form of a two-sided piston volumetric machine, lowered into the well, moreover, the hydraulic actuator plunger is rigidly connected to the plunger of the submersible displacement pump. The lower end of the cylinder of the submersible hydraulic actuator is connected by a hydraulic channel to the wellhead power pump to transfer alternating loads to the drive plunger. The upper end of the drive cylinder is connected by a hydraulic bypass channel to the cavity of the elevator column. A discharge valve is installed at the lower end of the pump plunger, and a suction valve is installed at the lower end of the pump cylinder. In addition, a check valve is installed on the elevator column below the bypass window (US 1568447, 01/05/1926).

Недостатком этого скважинного насоса является существенное влияние мехпримесей /песка/ в скважинной жидкости на работу погружного насоса в результате попадания механических примесей между цилиндром и плунжером, как в приводной части, так и в насосной. Наличие трех клапанов усложняет конструкцию и снижает ее надежность. Кроме того, отсутствие уплотнений приводного плунжера способствуют возникновению перетоков между плунжером и цилиндром и попаданию мехчастиц между ними, а отсутствие возможности создания необходимой разности давления в рабочих камерах привода, на больших глубинах установки насоса уменьшает его применимость.The disadvantage of this borehole pump is the significant influence of solids / sand / in the borehole fluid on the operation of the submersible pump as a result of the ingress of mechanical impurities between the cylinder and the plunger, both in the drive part and in the pump part. The presence of three valves complicates the design and reduces its reliability. In addition, the lack of sealing of the drive plunger contributes to the occurrence of flows between the plunger and the cylinder and the ingress of mechanical particles between them, and the inability to create the necessary pressure difference in the working chambers of the drive at large installation depths of the pump reduces its applicability.

Известна скважинная насосная установка, содержащая погружной гидравлический привод, в виде двусторонней поршневой объемной машины, спущенный до продуктивного пласта в обсадную колонну, причем, поршень гидропривода жестко соединен с поршнем погружного объемного насоса. Верхний и нижний концы цилиндра погружного гидропривода соединены двумя гидравлическими каналами с устьевым силовым насосом для передачи знакопеременных нагрузок на приводной поршень. Верхний и нижний концы цилиндра погружного насоса соединены двумя гидравлическими каналами, с клапанами, с всасывающей камерой для откачки из нее скважинной жидкости. Кроме того, верхний и нижний концы цилиндра погружного насоса соединены двумя клапанами со скважиной для подачи в нее и далее на устье откачиваемой скважинной жидкости (US 1630902, 31.05.1927).Known borehole pump installation containing a submersible hydraulic drive, in the form of a two-sided piston volumetric machine, lowered to the reservoir in the casing, moreover, the hydraulic piston is rigidly connected to the piston of the submersible volumetric pump. The upper and lower ends of the cylinder of the submersible hydraulic drive are connected by two hydraulic channels to the wellhead power pump to transfer alternating loads to the drive piston. The upper and lower ends of the cylinder of the submersible pump are connected by two hydraulic channels, with valves, with a suction chamber for pumping well fluid from it. In addition, the upper and lower ends of the cylinder of the submersible pump are connected by two valves to the well for feeding into it and then to the mouth of the pumped well fluid (US 1630902, 05.31.1927).

Недостатком этой скважинной насосной установки является существенное влияние мехпримесей /песка/ в скважинной жидкости на работу погружного насоса в результате попадания механических примесей между цилиндром и плунжером. Кроме того, откачка скважинной жидкости через обсадную колонну без лифтовой колонны создает неудобства: требуется большой объем жидкости для заполнения скважины и заглушка низа обсадной колонны или установка пакера, а при негерметичности скважины возможны потери откачиваемой жидкости.The disadvantage of this borehole pumping unit is the significant influence of mechanical impurities / sand / in the borehole fluid on the operation of the submersible pump as a result of mechanical impurities between the cylinder and the plunger. In addition, pumping the wellbore fluid through the casing without an elevator creates inconvenience: a large volume of fluid is required to fill the well and plugging the bottom of the casing or installing a packer, and if the well is leaking, pumped fluid may be lost.

Известна скважинная насосная установка, содержащая лифтовую колонну, устьевой силовой гидроагрегат, погружной насос с насосной камерой, с установленной в ней подвижным рабочим органом с всасывающим и нагнетательным клапанами, погружной гидропривод с подвижным ступенчатым плунжером с уплотнениями, связанный с устьевым силовым гидроагрегатом при помощи двух гидроканалов (US 1616774, 02.08.1927).Known borehole pump installation containing an elevator column, a wellhead power unit, a submersible pump with a pump chamber, a movable working body with suction and discharge valves installed in it, a submersible hydraulic drive with a movable step plunger with seals connected to the wellhead power unit using two hydraulic channels (US 1616774, 08/02/1927).

Недостатком этой скважинной насосной установки, принятой в качестве прототипа, является существенное влияние мехпримесей /песка/ в скважинной жидкости на работу погружного насоса в результате попадания механических примесей между цилиндром и плунжером. Кроме того, наличие трех клапанов усложняет конструкцию и снижает ее надежность.The disadvantage of this downhole pump installation, adopted as a prototype, is the significant influence of mechanical impurities / sand / in the well fluid on the operation of the submersible pump as a result of the ingress of mechanical impurities between the cylinder and the plunger. In addition, the presence of three valves complicates the design and reduces its reliability.

Задачей настоящего изобретения является разделение приводной рабочей жидкости от откачиваемой и надежная герметизация плунжера.The present invention is the separation of the drive fluid from the pumped out and reliable sealing of the plunger.

Технический результат - отсутствие колонны штанг в насосно-компрессорных трубах, увеличение межремонтного периода насоса, минимальные потери на трение плунжера, повышение надежности работы глубинного насоса и возможность регулирования его динамических характеристик.The technical result is the absence of a rod string in the tubing, an increase in the overhaul period of the pump, minimal friction losses of the plunger, increased reliability of the downhole pump and the ability to control its dynamic characteristics.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что скважинная насосная установка, содержащая лифтовую колонну, устьевой силовой гидроагрегат, погружной насос с насосной камерой, с установленным в ней подвижным рабочим органом с всасывающим и нагнетательным клапанами, погружной гидропривод с подвижным ступенчатым плунжером с уплотнениями, связанный с устьевым силовым гидроагрегатом при помощи двух гидроканалов, насосная камера дополнительно снабжена стаканом, в полости которого установлен подвижный рабочий орган, выполненный в виде тяжелой жидкости, например ртути, занимающей максимальный объем насосной камеры до уровня всасывающего клапана насоса при верхнем положении ступенчатого плунжера гидропривода, установленного в двух изолированных герметичных полостях с приводной жидкостью, верхняя из которых присоединена к одному гидроканалу, а нижняя - к другому, при этом часть ступенчатого плунжера, имеющего больший диаметр в месте разделения приводных полостей, и часть ступенчатого плунжера, имеющего меньший диаметр, расположенного в месте его выхода из верхней приводной полости в насосную камеру, уплотнены.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the borehole pumping unit containing an elevator string, a wellhead power unit, a submersible pump with a pump chamber, a movable working body with suction and discharge valves installed in it, a submersible hydraulic drive with a movable step plunger with seals associated with the wellhead power unit using two hydraulic channels, the pump chamber is additionally equipped with a glass, in the cavity of which a movable work an organ made in the form of a heavy liquid, for example, mercury, occupying the maximum volume of the pump chamber to the level of the pump suction valve with the upper position of the stepped hydraulic actuator plunger installed in two isolated sealed cavities with the drive fluid, the upper of which is connected to one hydraulic channel, and the lower one to the other, while a part of the stepped plunger having a larger diameter in the place of separation of the drive cavities, and a part of the stepped plunger having a smaller diameter, located in As it exits from the upper drive cavity into the pump chamber, it is sealed.

Как вариант, вместо плунжера в качестве приводного органа может быть использован поршень.Alternatively, instead of a plunger, a piston may be used as a drive member.

На фиг.1 изображена принципиальная схема скважинной насосной установки, на фиг.2 - положение плунжера в конце процесса всасывания, на фиг.3 - положение плунжера в конце процесса нагнетания, на фиг.4 изображен вариант исполнения погружной части насосной установки с поршнем вместо приводного плунжера.Figure 1 shows a schematic diagram of a downhole pump installation, figure 2 shows the position of the plunger at the end of the suction process, figure 3 shows the position of the plunger at the end of the injection process, figure 4 shows an embodiment of the submersible part of the pump installation with a piston instead of a drive plunger.

Скважинная насосная установка (фиг.1) содержит корпус 1 погружного насоса, насосную камеру 2 с всасывающим клапаном 3 и нагнетательным клапаном 4. Насосная камера 2 соединена с лифтовой колонной 5 через нагнетательный клапан 4 и с полостью скважины 6 через всасывающий клапан 3, входной канал 7 и входное окно 8. В насосной камере 2 расположена часть приводного плунжера 9 меньшего диаметра, жестко соединенного с частью приводного плунжера 10 большего диаметра, которые вместе составляют ступенчатый плунжер. Часть плунжера 9 меньшего диаметра находится в стакане 11, внутренняя полость которого является продолжением насосной камеры 2, и может свободно перемещаться в нем в осевом направлении. В полости стакана 11 находится тяжелая жидкость 12, например ртуть, уровень которой доходит, но не превышает уровня всасывающего клапана 3 в конце процесса нагнетания. Приводной плунжер 10 большего диаметра расположен в корпусе 13 гидропривода и может свободно перемещаться в нем в осевом направлении. Полость корпуса 13 внутри разделена на две части, верхнюю 15 и нижнюю 18, при этом приводной плунжер 10 большего диаметра, расположенный подвижно в месте разделения верхней 15 и нижней 18 полостей, на границе раздела герметизирован уплотнением 14, охватывающим приводной плунжер 10 большего диаметра. Плунжер 9 меньшего диаметра, расположенный подвижно в месте перехода из верхней полости 15 в стакан 11, герметизирован уплотнением 22. Верхняя полость 15 соединена с приводным гидроканалом 16 через окно 17, а нижняя полость 18 соединена с приводным гидроканалом 19 через окно 20. Подъем откачиваемой жидкости 21 на поверхность осуществляется через лифтовую колонну 5, например, состоящую из насосно-компрессорных труб.The downhole pump installation (Fig. 1) comprises a submersible pump housing 1, a pump chamber 2 with a suction valve 3 and a discharge valve 4. The pump chamber 2 is connected to the elevator string 5 through the discharge valve 4 and to the well cavity 6 through the suction valve 3, the inlet channel 7 and the inlet window 8. In the pump chamber 2 there is a part of a smaller diameter drive plunger 9 rigidly connected to a larger diameter part of the drive plunger 10, which together make up a stepped plunger. Part of the plunger 9 of a smaller diameter is located in the nozzle 11, the inner cavity of which is a continuation of the pump chamber 2, and can freely move in it in the axial direction. In the cavity of the glass 11 is a heavy liquid 12, for example mercury, the level of which reaches, but does not exceed, the level of the suction valve 3 at the end of the injection process. The drive plunger 10 of larger diameter is located in the housing 13 of the hydraulic actuator and can freely move in it in the axial direction. The cavity of the housing 13 inside is divided into two parts, the upper 15 and lower 18, while the drive plunger 10 of a larger diameter, located movably in the place of separation of the upper 15 and lower 18 cavities, is sealed at the interface by a seal 14 covering the drive plunger 10 of a larger diameter. A smaller diameter plunger 9, movably located at the transition from the upper cavity 15 to the glass 11, is sealed with a seal 22. The upper cavity 15 is connected to the drive channel 16 through the window 17, and the lower cavity 18 is connected to the drive channel 19 through the window 20. Lifting the pumped liquid 21 to the surface is carried out through an elevator column 5, for example, consisting of tubing.

Приводные гидроканалы 16 и 19 соединены на поверхности с устьевым силовым гидроагрегатом, состоящим из силового насоса 23, всасывающая линия которого соединена через запорное устройство 24 с емкостью 25 для приводной жидкости 26, обладающей смазывающими действиями, например минерального или синтетического масла. Нагнетательная линия силового насоса 23 соединена через запорные устройства 27 и 28 с приводным гидроканалом 19 и через запорные устройства 27 и 29 с приводным гидроканалом 16. Приводной гидроканал 19 и приводной гидроканал 16 через запорные устройства 30 и 31, соответственно, соединены с возвратной линией 32, подведенной к емкости 25. Вместо запорных устройств 28 и 30, а также запорных устройств 29 и 31 могут быть применены трехходовые краны (не показаны). Как приводной гидроканал 19, так и приводной гидроканал 16 обеспечивают только возвратно-поступательные движения приводной жидкости 26 в них. На устье лифтовая колонна 5 соединена через запорное устройство 33 к трубопроводу 34. Вместо приводного плунжера 10 может быть применен поршень 35 с уплотнениями 36, находящийся внутри цилиндра 37 (Фиг.4). В целях исключения эластичного уплотнения 14 приводного плунжера 10 может быть применена притертая пара: приводной плунжер 38 и цилиндр 39 (фиг.5). Для предотвращения контакта плунжеров 9 и 10 с внутренними поверхностями погружного оборудования на их концах могут быть установлены центраторы (не показаны). Для управления работой устьевого силового агрегата схема снабжена блоком автоматики (не показана). Для обеспечения непрерывной работы привода силового агрегата и смягчения условий его работы в гидроприводном силовом агрегате дополнительно может быть установлен гидропневмоаккумулятор для накопления энергии приводной жидкости (не показан).The drive hydraulic channels 16 and 19 are connected on the surface to a wellhead power unit, consisting of a power pump 23, the suction line of which is connected through a shut-off device 24 with a capacity 25 for a drive fluid 26 having lubricating effects, for example, mineral or synthetic oil. The discharge line of the power pump 23 is connected through shut-off devices 27 and 28 to the drive hydraulic channel 19 and through shut-off devices 27 and 29 to the drive hydraulic channel 16. The drive hydraulic channel 19 and the drive hydraulic channel 16 through shut-off devices 30 and 31, respectively, are connected to the return line 32, led to the tank 25. Instead of locking devices 28 and 30, as well as locking devices 29 and 31 can be applied three-way valves (not shown). Both the drive fluid channel 19 and the drive fluid channel 16 provide only reciprocating motion of the drive fluid 26 therein. At the mouth, the elevator column 5 is connected through a shut-off device 33 to the pipe 34. Instead of a drive plunger 10, a piston 35 with seals 36 located inside the cylinder 37 can be used (Figure 4). In order to eliminate the elastic seal 14 of the drive plunger 10, a ground pair can be used: the drive plunger 38 and the cylinder 39 (Fig. 5). To prevent contact of the plungers 9 and 10 with the inner surfaces of the submersible equipment, centralizers (not shown) can be installed at their ends. To control the operation of the wellhead power unit, the circuit is equipped with an automation unit (not shown). To ensure continuous operation of the drive of the power unit and mitigate the conditions of its operation in the hydraulic drive power unit can be additionally installed hydropneumatic accumulator for energy storage of the drive fluid (not shown).

Скважинная насосная установка работает следующим образом.Downhole pumping unit operates as follows.

В скважину, на лифтовой колонне 5, спускают глубинный насос с присоединенными к нему приводным каналом всасывания 16 и приводным каналом нагнетания 19 по отдельности или в виде одного шлангокабеля, который прикрепляют к лифтовой колонне 5 фиксирующими элементами. После спуска насоса на расчетную глубину устьевую часть лифтовой колонны 5 присоединяют к промысловому коллектору 34 через запорный орган 33, а приводной гидроканал всасывания 16 и приводной гидроканал нагнетания 19 присоединяют верхними концами к устьевому силовому агрегату. В начале процесса всасывания ступенчатый плунжер находится в своем верхнем положении. Силовым насосом 23 или из гидропневмоаккумулятора (не показан) приводная жидкость 26 из емкости 25 с расчетным давлением и расходом через открытые запорные устройства 27 и 29 подается в приводной гидроканал всасывания 16. При этом запорные устройства 28 и 31 закрыты, а запорное устройство 30 открыто для слива приводной жидкости 26 из приводного гидроканала нагнетания 19. Приводная жидкость 26 поступает из приводного гидроканала всасывания 16 в верхнюю полость 15 и повышает в ней давление, которое воздействует на приводной плунжер большего диаметра 10 с усилием, равным произведению величины давления на площадь, равную разности площадей приводного плунжера 10 большего диаметра и приводного плунжера 9 меньшего диаметра. Приводной плунжер 10 большего дииаметра движется вниз вместе с плунжером 9 меньшего диаметра, который, по мере его выдвижения из стакана 11, увеличивает объем насосной камеры 2 и уменьшает давление в ней, всасывающий клапан 3 открывается и откачиваемая жидкость 21 поступает из скважины 6 через входное окно 7 и входной канал 8 в насосную камеру 2. При движении приводного плунжера 10 вниз он заходит в нижнюю полость 18 и уменьшает объем приводной жидкости 26 в ней, которая через приводной канал нагнетания 19 и открытый запорный орган 30 поступает в емкость 25 (Фиг.2). После достижения плунжером 10 большего диаметра своего нижнего положения автоматика переключает на поверхности запорную арматуру и силовым насосом 23 и/или из пневмоаккумулятора (не показан) приводная жидкость 26 из емкости 25, с расчетным давлением и расходом через открытые запорные устройства 27 и 28, подается в приводной гидроканал нагнетания 19. При этом запорные органы 29 и 30 закрыты, а запорный орган 31 открыт для слива приводной жидкости 26 из приводного гидроканала всасывания 16. Приводная жидкость 26 поступает из приводного канала нагнетания 19 в полость 18 и повышает в ней давление, которое воздействует на приводной плунжер 10 большего диаметра с усилием, равным произведению величины давления на площадь приводного плунжера 10 большего диаметра. Приводной плунжер 10 движется вверх вместе с плунжером 9 меньшего диаметра, который входит в стакан 11, уменьшает объем насосной камеры 2 и увеличивает в ней давление, всасывающий клапан 3 закрыт. При превышении давления откачиваемой жидкости 21 в насосной камере 2 над давлением в лифтовой колонне 5 нагнетательный клапан 4 открывается и откачиваемая жидкость 21 поступает из насосной камеры 2 в лифтовую колонну 5 и далее на поверхность (Фиг.3). При движении приводного плунжера 10 большего диаметра вверх он входит в полость 15 и уменьшает ее объем, приводная жидкость 26 выходит из нее через окно 17 в приводной гидроканал всасывания 16 и далее через открытый запорный орган 31 поступает в емкость 25. При достижении ступенчатым плунжером своего верхнего положения автоматика переключает на поверхности запорную арматуру на режим всасывания и цикл повторяется.A well pump with a suction drive channel 16 and a suction drive channel 19 connected individually or in the form of a single umbilical which is attached to the lift column 5 with fixing elements is lowered into the well, on the elevator string 5. After the pump is lowered to the calculated depth, the wellhead part of the elevator column 5 is connected to the field manifold 34 through the shutoff member 33, and the suction drive channel 16 and the discharge drive hydraulic channel 19 are connected with the upper ends to the wellhead power unit. At the beginning of the suction process, the stepped plunger is in its upper position. The power pump 23 or from the hydro-pneumatic accumulator (not shown) drive fluid 26 from the tank 25 with a design pressure and flow rate through the open shut-off devices 27 and 29 is supplied to the drive intake suction channel 16. The shut-off devices 28 and 31 are closed, and the shut-off device 30 is open for draining the drive fluid 26 from the drive hydraulic feed channel 19. The drive fluid 26 enters from the drive intake hydraulic channel 16 into the upper cavity 15 and increases the pressure therein, which acts on the drive plunger with a larger diameter of 10 s the force equal to the product of the pressure value by the area equal to the difference of the areas of the drive plunger 10 of a larger diameter and the drive plunger 9 of a smaller diameter. The drive plunger 10 of a larger diameter moves down together with a plunger 9 of a smaller diameter, which, as it moves out of the cup 11, increases the volume of the pump chamber 2 and reduces the pressure in it, the suction valve 3 opens and the pumped liquid 21 enters from the well 6 through the inlet window 7 and the inlet channel 8 to the pump chamber 2. When the drive plunger 10 moves down, it enters the lower cavity 18 and reduces the volume of the drive fluid 26 in it, which enters the tank through the drive discharge channel 19 and the open shut-off member 30. 25 s (2). After the plunger 10 reaches the larger diameter of its lower position, the automatics switches the shutoff valves to the surface and the power pump 23 and / or from the pneumatic accumulator (not shown) drive fluid 26 from the tank 25, with the calculated pressure and flow rate through the open shut-off devices 27 and 28, is fed into drive discharge channel 19. In this case, the shut-off elements 29 and 30 are closed, and the shut-off element 31 is open to drain the drive fluid 26 from the drive intake suction channel 16. The drive fluid 26 comes from the drive discharge channel I 19 into the cavity 18 and increases the pressure in it, which acts on the drive plunger 10 of a larger diameter with a force equal to the product of the pressure on the area of the drive plunger 10 of a larger diameter. The drive plunger 10 moves up together with a smaller diameter plunger 9, which enters the nozzle 11, reduces the volume of the pump chamber 2 and increases the pressure in it, the suction valve 3 is closed. When the pressure of the pumped liquid 21 in the pump chamber 2 exceeds the pressure in the lift column 5, the discharge valve 4 opens and the pumped liquid 21 flows from the pump chamber 2 into the lift column 5 and then to the surface (FIG. 3). When the drive plunger 10 of larger diameter moves up, it enters the cavity 15 and reduces its volume, the drive fluid 26 exits from it through the window 17 into the drive intake suction channel 16 and then through the open shut-off member 31 enters the container 25. When the step plunger reaches its upper position, the automatics switches the valves on the surface to the suction mode and the cycle repeats.

При применении в качестве привода силового гидроагрегата электродвигателя для регулировки его характеристик могут применяться частотные преобразователи, вентильные двигатели или двигатели постоянного тока. Преимущество изобретения состоит в том, что уменьшен износ плунжера и штока глубинного насоса и опасность его заклинивания в условиях большого содержания механических примесей в скважинной жидкости. Диаметры и длины плунжера, длины их хода и частота двойных ходов могут быть увеличены по сравнению со стандартными глубинными плунжерными насосами. В насосе отсутствует дорогостоящий цилиндр. Процессы всасывания и нагнетания в цикле работы насоса можно сделать различными по продолжительности и энергообеспечению, что позволяет увеличить эффективность его работы. В предлагаемой скважинной насосной установке минимизировано отрицательное влияние давления столба откачиваемой жидкости в лифтовой колонне за счет компенсации большей его части давлением столба приводной жидкости. Один устьевой силовой гидроагрегат может работать с несколькими скважинами, что удешевляет применение предлагаемой насосной установки.When using an electric motor as a drive for a power unit, frequency converters, valve motors, or DC motors can be used to adjust its characteristics. An advantage of the invention is that the wear of the plunger and rod of the submersible pump and the risk of jamming it under conditions of a high content of solids in the well fluid are reduced. The diameters and lengths of the plunger, their stroke lengths and the frequency of double strokes can be increased compared to standard deep plunger pumps. There is no expensive cylinder in the pump. The processes of suction and discharge in the cycle of the pump can be made different in duration and energy supply, which allows to increase the efficiency of its work. In the proposed downhole pumping unit, the negative effect of the pressure of the column of pumped liquid in the elevator column is minimized by compensating for most of it with the pressure of the column of drive fluid. One wellhead power unit can work with several wells, which reduces the cost of the application of the proposed pump installation.

При применении шлангокабеля можно устанавливать в скважине различные датчики, например давления, температуры и влажности, что позволит в текущем режиме отслеживать взаимодействие системы скважина-пласт. Свободный внутренний объем лифтовой колонны облегчает удаление асфальто-смолисто-парафинистых отложений и позволяет устанавливать внутри лифтовой колонны греющий кабель и т.д. Кроме того, обеспечивается автоматическое установление откачки жидкости из скважины в точном соответствии с интенсивностью притока жидкости из пласта в скважину. Использование гибкой трубы с еще одним дополнительным каналом позволит доставлять во всасывающую линию насоса химреагенты, например ингибиторы и т.д. За счет близкого расположения неподвижных всасывающего и нагнетательного клапанов, которые можно применять с большими диаметрами, расширяется возможность откачки высоковязких жидкостей и уменьшается процесс газообразования в насосной камере, а образовавшийся газ легко выталкивается в лифтовую колонну в процессе нагнетания. Предлагаемая установка позволяет выполнять те же задачи, которые ставятся перед механизированными методами добычи жидкости из скважин: плунжерные насосы со штанговым приводом от станка-качалки, винтовые насосы с верхним и нижним приводами, мало- и среднедебитные погружные электроцентробежные насосы.When using a umbilical, various sensors can be installed in the well, for example, pressure, temperature and humidity, which will allow monitoring the interaction of the well-formation system in the current mode. The free internal volume of the elevator column facilitates the removal of asphalt-resinous-paraffin deposits and allows the installation of a heating cable, etc., inside the elevator column. In addition, automatic determination of pumping fluid from the well is provided in exact accordance with the intensity of fluid flow from the formation into the well. Using a flexible pipe with another additional channel will allow delivering chemicals, such as inhibitors, etc. to the suction line of the pump. Due to the close location of the stationary suction and discharge valves, which can be used with large diameters, the possibility of pumping out highly viscous liquids is expanded and the process of gas generation in the pump chamber is reduced, and the resulting gas is easily pushed into the elevator column during the injection process. The proposed installation allows you to perform the same tasks that are posed to mechanized methods of producing fluid from wells: plunger pumps with a rod drive from a rocking machine, screw pumps with upper and lower drives, low and medium flow submersible electric centrifugal pumps.

Claims

A downhole pump installation comprising an elevator string, a wellhead power unit, a submersible pump with a pump chamber, a movable working body with suction and discharge valves installed in it, a submersible hydraulic drive with a movable stepped ram with seals, connected to the wellhead power unit with two hydraulic channels, characterized in that the pump chamber is additionally equipped with a glass, in the cavity of which a movable working body is installed, made in the form of a heavy liquid, for example a tee occupying the maximum volume of the pump chamber to the level of the suction valve of the pump with the upper position of the stepped hydraulic actuator plunger installed in two isolated sealed cavities with the drive fluid, the upper of which is connected to one hydraulic channel and the lower to the other, while part of the stepped plunger having a larger diameter at the place of separation of the drive cavities, and a part of a stepped plunger having a smaller diameter located at the place of its exit from the upper drive cavity into the pump chamber ru, sealed.