СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
OIL-WELL PUMPING UNIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из скважин при большом содержании твердых частиц в откачиваемой жидкости, агрессивных сред и большой кривизне скважин.
Известна скважинная насосная установка, включающая глубинный скважинный насос с плунжером, выполняющим возвратно-поступательные движения в цилиндре с помощью гидропривода под воздействием энергии силового насоса / Молчанов Г.В. и др. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - с.227-229/.
Недостатком этого устройства является то, что при работе оказывается существенное влияние мехпримесей /песка/ в скважинной жидкости на межремонтный период глубинного насоса в результате попадания механических примесей между цилиндром и плунжером.
Известна скважинная насосная установка, содержащая насос, установленный в колонне труб, с подвижным рабочим органом, всасывающим и нагнетательным клапанами, связанный с силовым агрегатом при помощи обводного канала для подачи приводной среды, установленным на поверхности, и канал для подъема откачиваемой жидкости (US 1568447А, 05.01.1926).
Недостатками этого насоса, принятого в качестве прототипа, являются:
- применение двух дополнительных каналов, которые усложняют и удорожают конструкцию насоса, и проведение спускоподъемных операций;
- применение в насосе двух рабочих камер, которые усложняют насос и в отсутствие уплотнений плунжера способствуют возникновению перетоков между рабочими камерами и попаданию мехчастиц между плунжером и цилиндром;
- невозможность создания необходимой разности давлений в рабочих камерах на больших глубинах, что приведет к отказу работы насоса.
Задачей настоящего изобретения является разделение приводной рабочей жидкости от откачиваемой, возможность регулирования динамических характеристик насоса, отсутствие колонны штанг в насосно-компрессорных трубах.
Технический результат - увеличение межремонтного периода насоса, отсутствие трения в паре цилиндр - плунжер, простота конструкции погружной части насоса, повышение надежности работы глубинного насоса.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинной насосной установке, содержащей насос, установленный в колонне труб, с подвижным рабочим органом, всасывающим и нагнетательным клапанами, связанный с силовым агрегатом при помощи обводного канала для подачи приводной среды, установленным на поверхности, и канал для подъема откачиваемой среды, подвижный рабочий орган выполнен в виде буферной жидкости, размещенной в нижней части насосной камеры насоса ниже всасывающего клапана с образованием гидрозатвора, с возможностью взаимодействия с перекачиваемой жидкостью, поступающей в насосную камеру через боковое окно, выполненное в корпусе насоса, и всасывающий клапан, при этом обводной канал выполнен в виде гибкой трубы, расположенной снаружи или внутри колонны труб.
Кроме того, в качестве устьевого силового агрегата используется гидравлический насос или газовый компрессор.
В качестве жидкой приводной среды используется минеральное или синтетическое масло, легкие углеводороды или жидкости с малым удельным весом.
В качестве подвижного рабочего органа используется ртуть, раствор бромид цинка - бромид кальция или жидкость с большим удельным весом.
Буферная жидкость состоит из чередования различных видов жидкостей с разными удельными весами, например ртуть и раствор бромид цинка - бромид кальция.
В качестве газообразной приводной среды могут использоваться не смешивающиеся и не растворимые с приводной жидкостью газы, например азот.
Приводная среда может состоять из чередования приводной и буферной жидкостей и газообразного агента.
В одной гибкой трубе могут дополнительно размещаться электрические провода, греющий кабель и гидравлический канал.
Один устьевой силовой агрегат может работать с несколькими скважинами.
На фиг.1 изображена скважинная насосная установка, где в качестве устьевого силового агрегата применен гидравлический насос в начале процесса нагнетания, на фиг.2 - то же, в конце процесса нагнетания, на фиг.3 - то же, в начале процесса всасывания, на фиг.4 - то же, в конце процесса всасывания, на фиг.5 изображена скважинная насосная установка, где в качестве устьевого силового агрегата применен газовый компрессор, в начале процесса нагнетания, на фиг.6 - то же, в конце процесса нагнетания, на фиг.7 - то же, в начале процесса всасывания, на фиг.8 - то же, в конце процесса всасывания.
Скважинная насосная установка, где в качестве устьевого силового агрегата применен гидравлический насос, состоит из корпуса глубинного насоса 1, насосной камеры 2, в которой находятся всасывающий клапан 3 и нагнетательный клапан 4. Насосная камера 2 соединена с насосной трубой 5, находящейся внутри корпуса 1, которые образуют наружной поверхностью насосной трубы 5 и внутренней поверхностью корпуса 1 кольцевое пространство 6, которое своей верхней частью гидравлически соединено с устьевым силовым агрегатом посредством обводного канала 8 внутри гибкой трубы 9. Нижняя часть корпуса 1 заглушена. Насосная труба 5 своим нижним концом не доходит до заглушенного конца корпуса 1 для создания свободного перетока жидкости между внутренним пространством насосной трубы 5 и кольцевым пространством 6 с образованием гидрозатвора 10 и заполненного тяжелой буферной жидкостью 11, выполняющей роль плунжера внутри насосной трубы 5. Для подачи откачиваемой жидкости 12 из затрубного пространства 13, образованного внутренней поверхностью скважины 14 и внешней поверхностью насоса 1 и лифтовой колонны 15, например из насосно-компрессорных труб, имеется боковое окно 16. Откачиваемая жидкость 12 поступает в затрубное пространство 13 из продуктивного пласта 17. Устьевой силовой агрегат состоит из силового насоса 7, всасывающая линия 18 которого соединена через запорное устройство 19 с емкостью 20 для приводной жидкости 21, например минерального или синтетического масла. Нагнетательная линия 22 насоса 7 соединена через запорное устройство 23 с обводным каналом 9 в виде гибкой трубы. Нагнетательная линия 22 через запорное устройство 24 соединена с возвратной линией 25, подведенной к емкости 20. Вместо запорных устройств 23 и 24 может быть применен трехходовой кран (не показан). Насосную трубу 5 и кольцевое пространство 6 заполняют расчетным объемом тяжелой буферной жидкости 11 на устье скважины перед спуском насоса в скважину. Гибкая труба 9 изначально заполнена приводной жидкостью 21 и имеет в месте входа в лифтовую колонну запорное устройство в виде электроклапана, разрывной диафрагмы (не показано) и т.д. для сохранения легкой жидкости внутри гибкой трубы 9 во время ее спуска вместе с лифтовой колонной 15 в скважину. 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 пневмоаккумулятор для накопления энергии приводной жидкости (не показан). При применении в качестве привода силового агрегата электродвигателя для регулировки его характеристик могут применяться частотные преобразователи, вентильные двигатели или двигатели постоянного тока.
Скважинная насосная установка с гидроприводным силовым агрегатом (Фиг.1-4) работает следующим образом.
В скважину, на лифтовой колонне 15, спускают глубинный насос.Одновременно со спуском лифтовой колонны 15 в скважину спускают гибкую трубу 9 в виде шлангокабеля с присоединением ее нижнего конца к глубинному насосу, а саму трубу 5 к лифтовой колонне 15 фиксирующими элементами, например клямсами, аналогичными применяемым при спуске бронированного электрокабеля с НКТ для работы с погружным ЭЦН (не показаны). После спуска насоса на расчетную глубину устьевую часть лифтовой колонны 15 присоединяют к промысловому коллектору, а гибкую трубу 9 присоединяют своим верхним концом к устьевому силовому агрегату. В начале процесса нагнетания (Фиг.1) для обеспечения поступательного движения плунжера из тяжелой буферной жидкости 3 вверх внутри насосной трубы 5 и выталкивания находящейся в ней откачиваемой скважинной жидкости 12 силовым насосом 7 или из пневмоаккумулятора подают приводную жидкость 21 с расчетным давлением и расходом через запорное устройство 23. При этом запорное устройство 24 закрыто, всасывающий клапан 3 закрыт, а нагнетательный клапан 4 открыт давлением откачиваемой жидкости 12 в насосной камере 2. В конце процесса нагнетания (Фиг.2) после закачки расчетного объема приводной жидкости 21 в гидравлический канал 8, который соответствует объему откачиваемой жидкости 12, автоматика закрывает запорный орган 23 и открывает запорный орган 24, отключает силовой насос 7 или перераспределяет поток жидкости в пневмоаккумулятор. В начале процесса всасывания (Фиг.3), нагнетательный клапан 4 закрывается гидростатическим давлением столба жидкости в лифтовой колонне 15, а откачиваемая жидкость 12 из скважины 14 через боковое входное окно 16 и всасывающий клапан 3 поступает в насосную камеру 2 и расширяющуюся внутреннюю полость насосной трубы 5. Давление в канале 8 равно гидростатическому давлению столба приводной жидкости 21, которая из канала 8 возвращается в емкость 20 за счет воздействия гидростатического давления столба откачиваемой скважинной жидкости 12 в затрубном пространстве 13 и разности уровней тяжелой буферной жидкости 11 в насосной трубе 5 и кольцевом пространстве 6. По мере движения столба тяжелой буферной жидкости 11 в насосной трубе 5 вниз и ее подъема в кольцевом пространстве 6 перепад давлений, воздействующий на плунжер в виде тяжелой буферной жидкости, будет уменьшаться. В конце процесса всасывания (Фиг.4) при достижении наименьшего расчетного перепада давлений для данной скважины запорный орган 24 закрывается, а запорный орган 23 открывается, включается силовой насос 7 или из пневмоаккумулятора подают приводную жидкость 21 с расчетным давлением и расходом через запорное устройство 23 и цикл повторяется.
Процессы, происходящие при работе скважинной насосной установки с устьевым силовым агрегатом в виде гидроприводного устройства, описывают следующими математическими выражениями. Ввиду малого расстояния между всасывающим и нагнетательным клапанами в расчетах принимаем расстояния до них как до единого клапанного узла.
1. Уравнение равенства гидростатических давлений в начале хода плунжера вверх в начале процесса нагнетания имеет вид:
s
А
v
C1
w
B1
B
D1
L1
L
P+(Н+H+H)·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ,
где:
s
P - давление на устье скважины в лифтовой колонне (МПа);
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
А
Н - расстояние от устья до уровня пластовой жидкости в скважине (м);
V
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
B
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
C1
H - расстояние от уровня тяжелой буферной жидкости в насосной трубе до клапанного узла (м);
L1
H - расстояние от устья до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
B1
H расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в корпусе насоса и насосной трубе (м);
D1
P- давление приводной жидкости в нагнетательной линии на поверхности (МПа);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м).
2. Уравнение равенства гидростатических давлений в конце хода плунжера вверх в конце процесса нагнетания имеет вид:
s
А
V
W
B2
B
D2
L2
L
P+(Н+H) ·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ,
где:
s
P - давление на устье скважины в лифтовой колонне (МПа);
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
А
Н - расстояние от устья до уровня пластовой жидкости в скважине (м);
V
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
B
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
B2
H - расстояние от уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса до клапанного узла (м);
L2
H - расстояние от устья до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
D2
P - давление приводной жидкости в нагнетательной линии на поверхности (МПа);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м).
3. Уравнение равенства гидростатических давлений в начале хода плунжера вниз в начале процесса всасывания имеет вид:
v
W
B3
B
D3
L3
L
H·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ,
где:
W
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
v
H- расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
B
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
В3
Н - расстояние от уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса до клапанного узла (м);
L3
H - расстояние от устья до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м);
D3
P - давление приводной жидкости в нагнетательной линии на поверхности (МПа).
4. Уравнение равенства гидростатических давлений в конце хода плунжера вниз в конце процесса всасывания имеет вид:
v
C4
w
B4
B
D4
L4
L
(H+H)·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ,
где:
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
A
H - расстояние от устья до уровня пластовой жидкости в скважине (м);
V
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
в
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
с4
Н - расстояние от уровня тяжелой жидкости в насосной трубе до клапанного узла (м);
L4
H - расстояние от устья до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
в4
Н - расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса и насосной трубе (м);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м);
D4
P - давление приводной жидкости в нагнетательной линии на поверхности (МПа).
Скважинная насосная установка с газовым компрессором (Фиг.5-8) состоит из корпуса глубинного насоса 1, насосной камеры 2, в которой находятся всасывающий клапан 3 и нагнетательный клапан 4. Насосная камера 2 соединена с насосной трубой 5, находящейся внутри корпуса 1, которые образуют наружной поверхностью насосной трубы 5 и внутренней поверхностью корпуса 1 кольцевое пространство 6, которое своей верхней частью соединено с устьевым компрессором 26 посредством канала 8, расположенным внутри гибкой трубы 9. Канал 8 частично заполнен приводной жидкостью 21 на расчетную величину. Нижняя часть корпуса 1 заглушена. Насосная труба 5 внутри корпуса 1 своим нижним концом не доходит до заглушенного конца корпуса 1 для создания свободного перетока жидкости между внутренним пространством насосной трубы 5 и кольцевым пространством 6 с образованием гидрозатвора 10 и заполненного тяжелой буферной жидкостью 11, выполняющей роль плунжера внутри насосной трубы 5. Для подачи откачиваемой жидкости 12 из затрубного пространства 13, образованного внутренней поверхностью скважины 14 и внешней поверхностью насоса 1 и лифтовой колонны 15, например, из насосно-компрессорных труб имеется боковое входное окно 16. Откачиваемая жидкость 12 поступает в затрубное пространство 13 из продуктивного пласта 17. Силовой компрессор 26 соединен с всасывающей линией 27 через запорное устройство 28 с ресивером 29. Нагнетательная линия 30 компрессора 26 соединена через запорное устройство 31 с рабочим ресивером 32. Нагнетательная линия 33 рабочего ресивера 32 через запорное устройство 34 соединена с гибкой трубой 9. Гибкая труба 9 соединена с ресивером 29 возвратной линией 35 с запорным устройством 36. Вместо запорных устройств 34 и 36 может быть применен трехходовой кран (не показан). В качестве рабочего газа 37 применен инертный для приводной жидкости 21, например азот. Для перетока избыточного рабочего газа 37 между ресиверами имеется канал 38 с обратным клапаном 39. Насосная труба 5 и кольцевое пространство 6 заполнены расчетным объемом тяжелой буферной жидкости 11 на устье скважины перед спуском насоса в скважину. Гибкая труба 9 изначально заполнена расчетным объемом приводной жидкости 21 и имеет в месте входа в лифтовую колонну запорное устройство в виде электроклапана, разрывной диафрагмы (не показано) и т.д. для сохранения легкой жидкости внутри гибкой трубы 9 во время ее спуска вместе с лифтовой колонной 15 в скважину. На устье скважины откачиваемая жидкость 12 через запорное устройство 40 поступает в коллектор 41. В качестве рабочего газообразного агента используют нерастворимый и несмешивающийся с приводной жидкостью газ, например азот, а в качестве компрессора можно использовать его поршневой, винтовой и т.д., а также их бустерные варианты. Для управления работой силового компрессора схема снабжена блоком автоматики (не показана). При применении в качестве привода силового агрегата электродвигателя для регулировки его характеристик могут применяться частотные преобразователи, вентильные двигатели или двигатели постоянного тока.
Скважинная насосная установка с газоприводным силовым агрегатом работает следующим образом.
При спуске лифтовой колонны 15 в виде колонны насосно-компрессорных труб в скважину с присоединенным насосом одновременно спускают гибкую трубу 9 в виде шлангокабеля, присоединенную своим нижним концом к насосу. Гибкую трубу 9 присоединяют к лифтовой колонне 15 фиксирующими элементами аналогично присоединению бронированного электрокабеля к колонне насосно-компрессорных труб при спуске электроцентробежных насосов. После спуска насоса на расчетную глубину устьевую часть лифтовой колонны 15 присоединяют к коллектору 41, а гибкую трубу 9 присоединяют своим верхним концом к линиям 33 и 35. В начале процесса нагнетания (Фиг.5) для поступательного движения плунжера из тяжелой жидкости 3 в насосной трубе 5 вверх и выталкивания находящейся в нем скважинной жидкости 12 силовым компрессором 26 открывают запорное устройство 34 и подают из рабочего ресивера 32 по линии 33 в гибкую трубу 9 сжатый газ 37. Сжатый газ 37 своим избыточным давлением давит на приводную жидкость 21, которая передает это давление через тяжелую жидкость 11 на откачиваемую жидкость 12 в насосной трубе 5 и в насосной камере 2, что приводит к закрытию всасывающего клапана 3 и открытию нагнетательного клапана 4. Избыточным давлением рабочего газа 37 откачиваемая жидкость 12 из насосной трубы 5 и насосной камеры 2 через открытый клапан 4 выталкивается в лифтовую колонну 15 и далее в коллектор 41. В конце процесса нагнетания (Фиг.6) после достижения уровня тяжелой буферной жидкости 11 в насосной трубе 5 до расчетной величины запорное устройство 34 закрывается, а запорное устройство 36 открывается. В начале процесса всасывания (Фиг.7) давление газа в ресивере 29 ниже давления газа в рабочем ресивере 32 и гибкой трубе 9 за счет постоянной перекачки газа из ресивера 29 в ресивер 32 компрессором 26, и газ начинает поступать из гибкой трубы 9 в ресивер 29 за счет разницы в давлениях. Давление столба откачиваемой жидкости 12 в лифтовой колонне 15 закрывает нагнетательный клапан 4. При превышении давления откачиваемой жидкости 12 в затрубном пространстве 13 над давлением в насосной камере 2 открывается всасывающий клапан 3 и откачиваемая жидкость 12 начинает поступать в насосную камеру 2 и расширяющийся объем насосной трубы 5. В конце процесса всасывания (Фиг.8) после достижения уровня тяжелой буферной жидкости 11 в цилиндре до расчетной величины запорное устройство 36 закрывается, а запорное устройство 34 открывается и начинается следующий цикл работы насоса. Время всасывания откачиваемой жидкости может регулироваться дросселированием запорного устройства 36. Силовой компрессор 26 работает постоянно без резких скачков давления, а его производительность подстраивают под производительность скважины и она может автоматически регулироваться частотой вращения вала двигателя силового компрессора 26, например вышеупомянутым регулированием вращения вала приводного электродвигателя или количеством подаваемого топлива в двигатель внутреннего сгорания.
Процессы, происходящие при работе скважинной насосной установки с устьевым силовым агрегатом в виде газоприводного устройства, описывают следующими математическими выражениями.
1. Уравнение равенства гидростатических давлений в начале хода плунжера вверх в начале процесса нагнетания имеет вид:
s
A
V
P5
w
G1
L5
L
B5
B
P+(H+H+H) ·g·ρ=P+H·g·ρ+H·g·ρ,
где:
s
P - давление на устье скважины в лифтовой колонне (МПа);
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/с);
А
Н - расстояние от устья до уровня пластовой жидкости в скважине (м);
V
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
Р5
Н - расстояние от уровня тяжелой буферной жидкости в насосной трубе до клапанного узла (м);
B
3
ρ - плотность тяжелой жидкости (кг/м);
G
H - расстояние от устья до уровня приводной жидкости в гибкой трубе (м);
L5
H - расстояние от уровня приводной жидкости в гибкой трубе до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
B5
H - расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса и насосной трубе (м);
G1
P - давление газа в гибкой трубе (МПа);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м).
2. Уравнение равенства гидростатических давлений в конце хода плунжера вверх в конце процесса нагнетания имеет вид:
s
А
V
w
B6
B
G2
L6
L
P+(Н+H)·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ,
где:
s
P - давление на устье скважины в лифтовой колонне (МПа);
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/с);
А
Н - расстояние от устья до уровня пластовой жидкости в скважине (м);
V
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
в
3
ρ - плотность тяжелой жидкости (кг/м);
в6
Н - расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса и насосной трубе (м);
L6
H - расстояние от уровня легкой рабочей жидкости в гибкой трубе до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве (м);
G2
P - давление газа в гибкой трубе (МПа);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м).
3. Уравнение равенства гидростатических давлений в начале хода плунжера вниз в начале процесса всасывания имеет вид:
v
w
B7
B
G3
L7
L,
H·g·ρ+H·g·ρ=P+H·g·ρ
где:
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
v
Н - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
в
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
B7
H - расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса и насосной трубе (м);
L7
H - расстояние от уровня легкой рабочей жидкости в гибкой трубе до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м);
G3
P - давление газа в гибкой трубе (МПа).
4. Уравнение равенства гидростатических давлений в конце хода плунжера вниз в конце процесса всасывания имеет вид:
P8
V
w
G4
L8
L
B8
B,
(H+H)·g·ρ=P+H·g·ρ+H·g·ρ
где:
w
3
ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения (м/c);
v
H - расстояние от уровня пластовой жидкости в скважине до клапанного узла (м);
B
3
ρ - плотность тяжелой буферной жидкости (кг/м);
P8
H - расстояние от уровня тяжелой жидкости в насосной трубе до клапанного узла (м);
L8
H - расстояние от уровня легкой рабочей жидкости в гибкой трубе до уровня тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса (м);
B8
H - расстояние между уровнями тяжелой буферной жидкости в кольцевом пространстве корпуса насоса и насосной трубе (м);
L
3
ρ - плотность приводной жидкости (кг/м);
G4
P - давление газа в гибкой трубе (МПа).
Преимущество изобретения состоит в том, что отсутствуют износ цилиндра глубинного насоса и опасность его заклинивания в условиях большого содержания механических примесей в скважинной жидкости. Диаметр цилиндра, ход плунжера и частота двойных ходов могут быть увеличены по сравнению со стандартными глубинными плунжерными насосами. Процессы всасывания и нагнетания в цикле работы насоса можно сделать различными по продолжительности, что позволяет увеличить эффективность его работы. Приводная среда может состоять из чередования приводной и буферной жидкостей и газообразного агента, а также из их различных комбинаций и сочетаний. Один устьевой силовой агрегат может работать с двумя или несколькими скважинами, что удешевляет применение предлагаемой насосной установки.
При применении шлангокабеля можно устанавливать различные датчики, например давления и температуры, что позволит в текущем режиме отслеживать взаимодействие системы скважина - пласт. Свободный внутренний объем лифтовой колонны позволяет менять клапанный узел геофизической лебедкой без подъема лифтовой колонны, облегчает удаление асфальто-смолисто-парафинистых отложений, 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. При использование гибкой трубы с еще одним дополнительным каналом позволит доставлять во всасывающую линию насоса химреагенты, например ингибиторы и т.д. За счет близкого расположения всасывающего и нагнетательного клапанов уменьшается процесс газообразования в насосной камере, а образовавшийся газ легко выталкивается в лифтовую колонну. 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.