СПОСОБ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
BOREHOLE OIL EXTRACTION, AND METHOD FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено независимо от геолого-технических характеристик добывающих скважин, а также физико-химических показателей добываемой нефти.
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.)
Недостатками известного способа являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных месторождений.
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.)
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.
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.)
Недостатками наиболее близкого технологического решения являются низкая надежность и работоспособность расположенного в добывающих скважинах технического оборудования, что обусловливает низкую эффективность скважинной разработки нефтяных залежей.
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)
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.
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.
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.
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.
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.
На фигурах 1-3 приведена схема установки для скважинной добычи нефти, а на фигурах 4 и 5-7 представлены схемы возможного ее привода.
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).
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).
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.
Способ посредством установки для скважинной добычи нефти реализуется следующим образом.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.