Спосіб свердловинного видобутку нафти та установка для його реалізації

Реферат: Спосіб свердловинного видобутку нафти та установка для його реалізації вдосконалені шляхом введення додаткових технологічних операцій та елементів в відому конструктивну схему. Технічний результат: забезпечується підвищення надійності та працездатності розташованого в видобувних свердловинах обладнання за рахунок зменшення кількості, аж до повного виключення, випадків заклинювання плунжера в циліндрі свердловинного насоса та обриву колони штанг, а також істотного зниження зношування плунжера та циліндра свердловинного насоса, всмоктувального і нагнітального клапанів, колони насосно-компресорних труб та гирлового сальника при збереженні переваг традиційної схеми відкачування нафти та раціональній конфігурації технічних засобів. UA 97998 C2 (12) UA 97998 C2 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Винахід належить до нафтової промисловості та може бути застосований незалежно від геолого-технічних характеристик видобувних свердловин, а також фізико-хімічних показників нафти, яку видобувають. Відомий спосіб розробки нафтового покладу, що включає відбір нафти через видобувні свердловини і закачування робочого агента та розчину поверхнево-активної речовини через нагнітальні свердловини, додаткове закачування широкої фракції легких вуглеводнів та розчину поверхнево-активної речовини при закачуванні розчину поверхнево-активної речовини, при цьому закачування першого розчину поверхнево-активної речовини проводять при поступовому зниженні тиску закачування та збереженні прийманості свердловини, а закачування широкої фракції легких вуглеводнів виконують при режимі, що встановився. Крім того, об'єми закачування першого розчину поверхнево-активної речовини, широкої фракції легких вуглеводнів та другого розчину поверхнево-активної речовини складають відповідно 0,2-0,6, 3-6 та 0,01-0,05 % пористого об'єму пласта (патент Російської Федерації № 2103492, кл. Е21В 43/22, 1998). Недоліками відомого способу є низька надійність та працездатність розташованого в видобувних свердловинах технічного обладнання, що обумовлює низьку ефективність свердловинної розробки нафтових покладів. Відома установка для видобутку та внутрішньо свердловинної обробки нафти, яка містить свердловинний насос з насосно-компресорною колоною труб, контейнер з перепускним клапаном та механізм регулювання подачі реагенту з клапаном, при цьому внутрішній об'єм контейнера сполучений з всмоктувальною порожниною свердловинного насоса, а механізм регулювання подачі реагенту виконаний у вигляді встановлених один над одним сполучених між собою порожнистих циліндрів з сідлами під клапан. Крім того, перепускний клапан розташований в нижній частині контейнера (а. с. СРСР № 926245, кл. Е21В 43/00, 1982). Недоліками відомої установки є неможливість досягнення якісного фільтрування від механічних домішок нафти, перед її надходженням в свердловинний насос, при тривалих періодах роботи свердловинного фільтра без його технічного обслуговування, обмежений об'єм зосередженого в контейнері реагенту та неможливість поповнення в приєднаному до свердловинного насоса контейнері реагенту без демонтажу насосно-компресорної колони труб, що обумовлює низьку ефективність видобутку нафти, а також можливість потрапляння зосереджених в нафті механічних домішок між стінками циліндра та плунжером, що призводить до заклинювання плунжера в циліндрі з наступним можливим обривом штанг, а також швидкого зношування клапанів, плунжера, колони насосно-компресорних труб та гирлового сальника, що обумовлює низьку надійність та працездатність розташованого в видобувних свердловинах обладнання. Найбільш близьким технологічним рішенням є спосіб розробки нафтового покладу, що включає відбір нафти через видобувні свердловини та періодичне закачування робочого агента та розчину полімеру через нагнітальні свердловини, переведення на пізній стадії розробки нафтового покладу частини видобувних свердловин, що обводнилися, в нагнітальні та визначення в них коефіцієнта продуктивності, закачування через нагнітальні свердловини в пласт нафтового покладу розчину полімеру з в'язкістю, що пропорційна відношенню коефіцієнта продуктивності даної свердловини до середнього коефіцієнта продуктивності свердловин по нафтовому покладу або ділянки нафтового покладу, при цьому забезпечують еквівалентність співвідношень продуктивностей свердловин та в'язкостей розчинів полімерів, що закачують в свердловину. Крім того, при відношенні коефіцієнта продуктивності свердловини до середнього коефіцієнта продуктивності від 2,5 до 5,0 здійснюють закачування через нагнітальну свердловину полімердисперсної системи (патент Російської Федерації № 2105871, кл. Е 21 В 43/22, 1998). Недоліками найбільш близького технологічного рішення є низька надійність та працездатність розташованого в видобувних свердловинах технічного обладнання, що обумовлює низьку ефективність свердловинної розробки нафтових покладів. Найбільш близьким технологічним рішенням є штангова свердловинно-насосна установка, яка містить обсаджену експлуатаційною колонною труб видобувну свердловину, насоснокомпресорну колону труб, розташовані у видобувній свердловині всмоктувальний та нагнітальний клапани, хрестовину, приєднаний до колони насосно-компресорних труб та утворений циліндром та встановленим в ньому плунжером свердловинний насос, обладнаний керованою засувкою та сполучений з колоною насосно-компресорних труб нафтопровід, насосні штанги, обладнаний керованою засувкою та зворотним клапаном сполучений з нафтопроводом та експлуатаційною колоною труб патрубок, трійник, обладнаний керованою засувкою гирловий патрубок, гирловий сальник, обладнаний керованою засувкою та приєднаний до хрестовини 1 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 патрубок, гирловий шток, канатну підвіску, балансир, стійку, головку балансира, балансирний вантаж, шатун, кривошип, кривошипний вантаж, редуктор, ведений та гальмівний шківи, клинопасову передачу, електродвигун на поворотних полозках, ведучий шків, раму та блок керування (Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. - C. 290-292) Недоліками найбільш близького технологічного рішення є можливість потрапляння зосереджених в нафті механічних домішок між стінками циліндра та плунжером, що призводить до заклинювання плунжера в циліндрі з наступним можливим обривом штанг, а також швидкого зношування клапанів, плунжера, колони насосно-компресорних труб та гирлового сальника, що обумовлює низьку надійність розташованого в видобувних свердловинах обладнання і, як наслідок, низьку ефективність видобутку нафти. В основу винаходу поставлена задача удосконалення способу свердловинного видобутку нафти, в якому шляхом введення додаткових технологічних операцій в відому конструктивну схему забезпечується підвищення надійності та працездатності розташованого в видобувних свердловинах обладнання за рахунок зменшення кількості, аж до повного виключення, випадків заклинювання плунжера в циліндрі свердловинного насоса та обриву колони штанг, а також істотного зниження зношування плунжера та циліндра свердловинного насоса, всмоктувального і нагнітального клапанів, колони насосно-компресорних труб та гирлового сальника при збереженні переваг традиційної схеми відкачування нафти. Поставлена задача розв'язується таким чином, що відомий спосіб свердловинного видобутку нафти, що включає подачу робочого агента в пласт нафтового покладу через нагнітальні свердловини та дебіт нафти з пласта у видобувну свердловину, який відповідно до винаходу відрізняється тим, що попередньо задають діапазон зміни рівня робочого агента в колоні насосно-компресорних труб, подають робочий агент в колону насосно-компресорних труб, забезпечують зворотно-поступальний рух плунжера в циліндрі свердловинного насоса, вводять нафту з видобувної свердловини в циліндр свердловинного насоса через всмоктувальний клапан при збільшенні об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини свердловинного насоса, подають робочий агент з насосно-компресорної колони труб в циліндр свердловинного насоса при збільшенні об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини свердловинного насоса, витісняють плунжером зосереджені у всмоктувально-нагнітальній порожнині свердловинного насоса нафту та робочий агент через нагнітальний клапан в нафтопровід, контролюють рівень робочого агента в насосно-компресорній колоні труб та забезпечують зміну контрольованого рівня в межах заданого діапазону шляхом подачі робочого агента в насосно-компресорну колону труб. Крім того, подачу робочого агента з насоснокомпресорної колони труб у всмоктувально-нагнітальну порожнину свердловинного насоса виконують через всмоктувальний клапан, а також через стінку циліндра свердловинного насоса. Крім того, в процесі збільшення об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини свердловинного насоса, подачу робочого агента в циліндр свердловинного насоса виконують періодично. В основу винаходу поставлена задача удосконалення установки для свердловинного видобутку нафти, в якій шляхом введення додаткових елементів в відому конструктивну схему забезпечується підвищення надійності та працездатності розташованого в видобувних свердловинах обладнання за рахунок зменшення кількості, аж до повного виключення, випадків заклинювання плунжера в циліндрі свердловинного насоса та обриву колони штанг, а також істотного зниження зношування плунжера та циліндра свердловинного насоса, всмоктувального і нагнітального клапанів, колони насосно-компресорних труб та гирлового сальника при збереженні переваг традиційної схеми відкачування нафти та раціональній конфігурації технічних засобів. Поставлена задача розв'язується таким чином, що відома установка для свердловинного видобутку нафти, яка містить обсаджену експлуатаційною колонною труб видобувну свердловину, заведену у видобувну свердловину колону насосно-компресорних труб, обладнаний керованою засувкою гирловий патрубок, приєднаний до колони насоснокомпресорних труб та утворений циліндром та встановленим в ньому плунжером свердловинний насос, розташовані у видобувній свердловині всмоктувальний та нагнітальний клапани, обладнаний керованою засувкою та підведений до експлуатаційної колони труб нафтопровід, розташовану у верхній частині експлуатаційної колони труб хрестовину, обладнаний керованою засувкою та приєднаний до хрестовини патрубок, з'єднану з плунжером колону штанг, обладнаний керованою засувкою та зворотним клапаном сполучений з нафтопроводом та експлуатаційною колоною труб патрубок, яка відповідно до винаходу відрізняється тим, що плунжер містить сполучені з внутрішнім об'ємом колони насоснокомпресорних труб внутрішні канали, циліндр свердловинного насоса сполучений через 2 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 обладнаний жиклером патрубок з зоною сполучення видобувної свердловини та всмоктувального клапана, нафтопровід заведений у видобувну свердловину та сполучений з всмоктувально-нагнітальною порожниною свердловинного насоса, внутрішні канали плунжера мають вихід на бокову поверхню плунжера, нагнітальний клапан встановлений в трубному поставі нафтопроводу, внутрішній об'єм колони насосно-компресорних труб сполучений через обладнаний зворотним клапаном патрубок та жиклер з циліндром свердловинного насоса, а гирловий патрубок сполучений з колоною насосно-компресорних труб. Крім того, внутрішній об'єм колони насосно-компресорних труб додатково сполучений через обладнаний відповідним зворотним клапаном допоміжний патрубок та жиклер з циліндром свердловинного насоса, перед вхідним отвором всмоктувального клапану встановлений фільтр, а гирловий патрубок обладнаний додатковою керованою засувкою. Крім того, у верхній частині колони насоснокомпресорних труб встановлений гирловий сальник, а колона штанг з'єднана через гирловий шток, динамометр та канатну підвіску зі станком-качалкою, або колона насосно-компресорних труб містить додатковий робочий циліндр та додатковий свердловинний насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, в додатковому робочому циліндрі розташований поршень зі штоком, всмоктувальний трубопровід додаткового свердловинного насоса сполучений з внутрішнім об'ємом колони насосно-компресорних труб, шток розташованого в додатковому робочому циліндрі поршня з'єднаний з колоною штанг, нагнітальний трубопровід додаткового свердловинного насоса сполучений через гідророзподільник та відповідні патрубки з поршневою та штоковою порожнинами додаткового робочого циліндра, розташовані вище та нижче зони розташування додаткового свердловинного насоса та додаткового робочого циліндра частини колони насоснокомпресорних труб сполучені між собою та з гідророзподільником через відповідні патрубки, сигналізатори рівня рідини встановлені в колоні насосно-компресорних труб, додатковий свердловинний насос встановлений у розташованій в поставі насосно-компресорних труб камері, яка, в свою чергу, сполучена з видобувною свердловиною через відповідний патрубок, а гідророзподільник сполучений з поршневою та штоковою порожнинами додаткового робочого циліндра через додаткові патрубки, які, в свою чергу, через обладнані відповідними зворотними клапанами окремі патрубки додатково сполучені з додатковим робочим циліндром. На фігурах 1-3 наведена схема установки для свердловинного видобутку нафти, а на фігурах 4 та 5-7 представлені схеми можливого її приводу. Установка для свердловинного видобутку нафти містить обсаджену експлуатаційною колонною труб 1 видобувну свердловину 2, заведену у видобувну свердловину 2 колону насосно-компресорних труб 3, обладнаний керованими засувками 4 та 5 гирловий патрубок 6, приєднаний до колони насосно-компресорних труб 3 та утворений циліндром 7 та встановленим в ньому плунжером 8 свердловинний насос 9, розташовані у видобувній свердловині 2 всмоктувальний 10 та нагнітальний 11 клапани, обладнаний керованою засувкою 12 та підведений до експлуатаційної колони труб 1 нафтопровід 13, розташовану у верхній частині експлуатаційної колони труб 1 хрестовину 14, обладнаний керованою засувкою 15 та приєднаний до хрестовини 14 патрубок 16, з'єднану з плунжером 8 колону штанг 17, обладнаний керованою засувкою 18 та зворотним клапаном 19 сполучений з нафтопроводом 13 та експлуатаційною колоною труб 1 патрубок 20, при цьому плунжер 8 містить сполучені з внутрішнім об'ємом колони насосно-компресорних труб 3 внутрішні канали 21, циліндр 7 сполучений через обладнаний жиклером 22 патрубок 23 з зоною сполучення видобувної свердловини 2 та всмоктувального клапана 10, нафтопровід 13 заведений у видобувну свердловину 2 та сполучений з всмоктувально-нагнітальною порожниною 24 свердловинного насоса 9, внутрішні канали 21 плунжера 8 мають вихід на бокову поверхню плунжера 8, нагнітальний клапан 11 встановлений в поставі нафтопроводу 13, внутрішній об'єм колони насосно-компресорних труб 3 сполучений через обладнаний зворотним клапаном 25 патрубок 26 та жиклер 27 з циліндром 7 свердловинного насоса 9, а гирловий патрубок 6 сполучений з колоною насосно-компресорних труб 3. Крім того, внутрішній об'єм колони насоснокомпресорних труб 3 додатково сполучений через обладнаний відповідним зворотним клапаном 28 допоміжний патрубок 29 та жиклер 30 з циліндром 7 свердловинного насоса 9, а перед вхідним отвором всмоктувального клапана 10 встановлений фільтр 31 (див. фіг. 3). При використанні станка-качалки як привода свердловинного насоса 9 у верхній частині колони насосно-компресорних труб 3 встановлений гирловий сальник 32, а колона штанг 17 з'єднана через гирловий шток 33, динамометр 34 та канатну підвіску 35 зі станком-качалкою 36 (див. фіг. 4). У випадку застосовування гідроприводу свердловинного насоса 9 (див. фіг. 5-7) колона насосно-компресорних труб 3 містить додатковий робочий циліндр 37 та додатковий 3 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 свердловинний насос 38 з всмоктувальним 39 та нагнітальним 40 трубопроводами, в додатковому робочому циліндрі 37 розташований поршень 41 зі штоком 42, всмоктувальний трубопровід 39 додаткового свердловинного насоса 38 сполучений з внутрішнім об'ємом колони насосно-компресорних труб 3, шток 42 поршня 41 з'єднаний з колоною штанг 17, нагнітальний трубопровід 40 додаткового свердловинного насоса 38 сполучений через гідророзподільник 43 та відповідні патрубки 44 та 45 з поршневою 46 та штоковою 47 порожнинами додаткового робочого циліндра 37, розташовані вище та нижче зони розташування додаткового свердловинного насоса 38 та додаткового робочого циліндра 37 частини колони насоснокомпресорних труб 3 сполучені між собою та з гідророзподільником 43 через відповідні патрубки 48 та 49, а сигналізатори рівня рідини 50 та 51 встановлені в колоні насосно-компресорних труб 3. Крім того, додатковий свердловинний насос 38 розташований у встановленій в поставі насосно-компресорних труб 3 камері 52, яка, в свою чергу, сполучена з видобувною свердловиною 2 через відповідний патрубок 53. Крім того, гідророзподільник 43 сполучений з поршневою 46 та штоковою 47 порожнинами додаткового робочого циліндра 37 через додаткові патрубки 54 та 55, які, в свою чергу, через обладнані відповідними зворотними клапанами 56 та 57 окремі патрубки 58 та 59 додатково сполучені з додатковим робочим циліндром 37. Одні з можливих варіантів конструкції гідророзподільника 43 та механізму його переключення наведені відповідно на фіг. 6, а та б. Спосіб за допомогою установки для свердловинного видобутку нафти реалізується наступним чином. Попередньо задають діапазон зміни рівня робочого агента в колоні насосно-компресорних труб 3. Перед запуском установки для свердловинного видобутку нафти всі керовані засувки 4, 5, 12, 15 та 18 повністю закриті. Виконують підготовку установки для свердловинного видобутку нафти до запуску. При цьому відкривають керовані засувки 4, 5 та подають через гирловий патрубок 6 в колону насосно-компресорних труб 3 робочий агент. Запускають привід свердловинного насоса 9. У разі використання станка-качалки як привода свердловинного насоса 9 виконують запуск станка-качалки 36. Станок-качалка 36 через канатну підвіску 35, динамометр 34, гирловий шток 33 та колону штанг 17 (див. фіг. 4) забезпечує зворотно-поступальний рух плунжера 8 в циліндрі 7. Використання традиційних станків-качалок передбачає застосування довгих колон штанг, що призводить до утворення в їх матеріалі високих напружень. Це значно підвищує небезпеку обриву штанг, що передбачає виконання складного підземного ремонту устаткування. Запропонована в заявці установка для свердловинного видобутку нафти передбачає можливість реалізації також гідроприводу свердловинного насоса 9. При застосовуванні гідроприводу свердловинного насоса 9 (див. фіг. 5-7) виконують запуск додаткового свердловинного насоса 38. В додатковий свердловинний насос 38 по всмоктувальному трубопроводу 39 з колони насосно-компресорних труб 3 надходить робочий агент. Утворений додатковим свердловинним насосом 38 потік робочого агента по нагнітальному трубопроводу 40 рухається в гідророзподільник 43. Гідророзподільник 43 спрямовує потік робочого агента через відповідний патрубок 45 в штокову порожнину 47 (див. фіг. 5 та 6, а) додаткового робочого циліндра 37. Це призводить до руху поршня 41 зі штоком 42, колони штанг 17 та плунжера 8 у напрямку від всмоктувального клапану 10. При подачі робочого агента в штокову порожнину 47 додаткового робочого циліндра 37 відбувається витіснення поршнем 41 зосередженого у поршневій порожнині 46 робочого агента через відповідний патрубок 44, гідророзподільник 43 та патрубки 49, 48 в колону насоснокомпресорних труб 3. Після сполучення штокової порожнини 47 з додатковим патрубком 55, що відповідає верхній мертвій точці підйому поршня 41, робочий агент зі штокової порожнини 47 по додатковому патрубку 55 надходить в гідророзподільник 43 та виконує переключення його положення. В процесі зміни положення гідророзподільника 43, зосереджений в механізмі його переключення (див. фіг. 6, б) робочий агент відводиться через додатковий патрубок 54, окремий патрубок 58, зворотний клапан 56, поршневу порожнину 46, патрубок 44, гідророзподільник 43 (див. фіг. 6, а) та патрубки 49, 48 в колону насосно-компресорних труб 3. Переключення положення гідророзподільника 43 призводить до спрямування потоку нагнітального трубопроводу 40 через відповідний патрубок 44 в поршневу порожнину 46 додаткового робочого циліндра 37. Це призводить до руху поршня 41 зі штоком 42, колони штанг 17 та плунжера 8 у напрямку до всмоктувального клапана 10. При подачі робочого агента в поршневу порожнину 46 додаткового робочого циліндра 37 відбувається витіснення поршнем 41 зосередженого у штоковій порожнині 47 робочого агента через відповідний патрубок 45, гідророзподільник 43 та патрубки 49, 48 в колону насосно-компресорних труб 3. Після 4 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 сполучення поршневої порожнини 46 з додатковим патрубком 54, що відповідає нижній мертвій точці опускання поршня 41, робочий агент з поршневої порожнини 46 по додатковому патрубку 54 надходить в гідророзподільник 43 та виконує переключення його положення. Під час зміни положення гідророзподільник 43, зосереджений в механізмі його переключення робочий агент відводиться через додатковий патрубок 55, окремий патрубок 59, зворотний клапан 57, штокову порожнину 47, патрубок 45, гідророзподільник 43 та патрубки 49, 48 в колону насоснокомпресорних труб 3. Переключення положення гідророзподільника 43 призводить до спрямування потоку нагнітального трубопроводу 40 через відповідний патрубок 45 в штокову порожнину 47 додаткового робочого циліндра 37. Далі процес зворотно-поступального руху поршня 41 в додатковому робочому циліндрі 37 циклічно повторюється. При запропонованій системі гідроприводу плунжера 8 свердловинного насоса 9 додатковий свердловинний насос 38 працює на рідині без механічних домішок, що значно покращує умови його експлуатації та підвищує його надійність. Автоматична робота гідророзподільника 46 покращує процес керування установкою. Використання запропонованої в даній заявці системи гідроприводу плунжера 8 свердловинного насоса 9 дає змогу позбавитися метало- та енергоємних станків-качалок, а також довгих колон штанг при збереженні переваг традиційної схеми відкачування нафти. Для забезпечення руху поршня 41 в додатковому робочому циліндрі 37 можна використовувати замість робочого агента масляну емульсію. У цьому випадку в поставі колони насосно-компресорних труб 3 розміщують акумулятор, який заповнюють масляною емульсією. Всмоктувальний трубопровід 39 додаткового свердловинного насоса 38 з'єднують з акумулятором, а патрубок 49 приєднують не до патрубка 48, а до акумулятора. Але така конфігурація технічних засобів призводить до зниження надійності функціонування системи гідроприводу свердловинного насоса 9. Тому доцільно використовувати робочий агент в розглянутій системі гідроприводу при виготовленні її складових елементів зі стійкої до агресивних рідин нержавіючої сталі. В процесі руху поршня 41 до верхньої мертвої точки його підйому, при подачі робочого агента в штокову порожнину 47 додаткового робочого циліндра 37, відбувається збільшення об'єму всмоктувально-нагнітальною порожнини 24 свердловинного насоса 9. При цьому відбувається відкриття всмоктувального клапана 10 та надходження нафти з видобувної свердловини 2 в циліндр 7 свердловинного насоса 9. У разі сполучення внутрішніх каналів 21 плунжера 8 з патрубком 23 відбувається подача під гідростатичним тиском робочого агента з колони насосно-компресорних труб 3 через внутрішні канали 21 плунжера 8, патрубок 23, жиклер 22, зону сполучення видобувної свердловини 2 з всмоктувальним клапаном 10, всмоктувальний клапан 10 у всмоктувально-нагнітальну порожнину 24 свердловинного насоса 9 (див. фіг. 1). Проходження потоку робочого агента під високим напором через зону сполучення видобувної свердловини 2 з всмоктувальним клапаном 10 сприяє надходженню нафти у всмоктувально-нагнітальну порожнину 24 свердловинного насоса 9, а також забезпечує промивання всмоктувального клапана 10. Після переривання сполучення внутрішніх каналів 21 плунжера 8 з патрубком 23 внаслідок подальшого руху плунжера 8, відбувається сполучення колони насосно-компресорних труб 3 через обладнаний зворотним клапаном 25 патрубок 26 та жиклер 27 з циліндром 7. Це призводить до омивання робочим агентом, під його гідростатичним тиском, нижньої поверхні плунжера 8. Одночасно з надходженням робочого агента через патрубок 26, зворотний клапан 25 та жиклер 27 в циліндр 7 відбувається закриття всмоктувального клапана 10. Застосування додаткового сполучення внутрішнього об'єму колони насосно-компресорних труб 3 через обладнаний відповідним зворотним клапаном 28 допоміжний патрубок 29 та жиклер 30 з циліндром 7 (див. фіг. 3) дозволить врівноважити горизонтальні навантаження на плунжер 8, що зменшить зношування внутрішньої поверхні циліндра 7. Відстань між проекціями зон сполучення жиклера 27 та патрубка 23 з циліндром 7 на траєкторію руху плунжера 8 впливає на період введення робочого агента в циліндр 7 свердловинного насоса 9. Тому, зони сполучення жиклера 27 та патрубка 23 з циліндром 7 доцільно розташовувати так, щоб подача робочого агента з колони насосно-компресорних труб 3 через обладнаний зворотним клапаном 25 патрубок 26 та жиклер 27 в циліндр 7 відбувалася відразу після завершення подачі робочого агента з колони насосно-компресорних труб 3 через патрубок 23, жиклер 22 та всмоктувальний клапан 10 у всмоктувально-нагнітальну порожнину 24 свердловинного насоса 9 (див. фіг. 1, 3). Це призведе до закриття всмоктувального клапана 10 відразу після його промивки робочим агентом, а також утворення між зосередженою у всмоктувально-нагнітальній порожнині 24 свердловинного насоса 9 нафтою та нижньою поверхнею плунжера 8 шару робочого агента. 5 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 В процесі руху поршня 41 до нижньої мертвої точки його опускання, під час подачі робочого агента в поршневу порожнину 46 додаткового робочого циліндра 37, відбувається зменшення об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини 24 свердловинного насоса 9. У цьому випадку відбувається відкриття нагнітального клапана 11 та надходження нафти з всмоктувальнонагнітальної порожнини 24 свердловинного насоса 9 в нафтопровід 13 при закритому всмоктувальному клапані 10. Витісненню зосередженого в циліндрі 7 між нижньою поверхнею плунжера 8 та нафтою робочого агента через жиклер 27 та патрубок 26 в колону насоснокомпресорних труб 3 перешкоджає зворотний клапан 25. Після витіснення нафти з всмоктувально-нагнітальної порожнини 24 свердловинного насоса 9, в нафтопровід 13 починає надходити робочий агент, який виконує промивку нагнітального клапана 11. Після досягнення поршнем 41 нижньої мертвої точки його опускання відбувається подача робочого агента в штокову порожнину 47 додаткового робочого циліндра 37, що призводить до збільшення об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини 24 свердловинного насоса 9. Далі процес зворотно-поступального руху плунжера 8 в циліндрі 7 свердловинного насоса 9 циклічно повторюється. Під час роботи установки контролюють рівень робочого агента в насосно-компресорній колоні труб 3. У разі використання станка-качалки 36, рівень робочого агента в насоснокомпресорній колоні труб 3 можна визначати, виходячи з величини навантаження на колону штанг 17, яка вимірюється динамометром 34 (див. фіг. 4). При використанні гідроприводу свердловинного насоса 9, контролювання рівня робочого агента в насосно-компресорній колоні труб 3 виконують за допомогою сигналізаторів рівня рідини 50 та 51 (див. фіг. 7). Забезпечують зміну контрольованого рівня в межах заданого діапазону шляхом відкриття керованих засувок 4 та 5, з наступною подачею робочого агента через гирловий патрубок 6 в колону насосно-компресорних труб 3. Таким чином, забезпечується підвищення надійності та працездатності розташованого в видобувних свердловинах обладнання за рахунок зменшення кількості, аж до повного виключення, випадків заклинювання плунжера 8 в циліндрі 7 свердловинного насоса 9 з наступним можливим обривом колони штанг 17, а також істотного зниження зношування плунжера 8 та циліндра 7 свердловинного насоса 9 всмоктувального 10 і нагнітального 11 клапанів, колони насосно-компресорних труб 3 та гирлового сальника 32 при збереженні переваг традиційної схеми відкачування нафти та раціональній конфігурації технічних засобів. При зупинці установки для свердловинного видобутку нафти, в залежності від типу привода плунжера 8 свердловинного насоса 9, виконують зупинку станка-качалки 36, або додаткового свердловинного насоса 38, з наступним закриттям всіх керованих засувок 4, 5, 12, 15 та 18. Застосування винаходу, що заявляється, дозволить підвищити ефективність свердловинного видобутку нафти в результаті поліпшення умов експлуатації розташованого в видобувних свердловинах технічного обладнання і, як наслідок, скорочення кількості його ремонтів, що пов'язані з необхідністю тривалого та трудомісткого демонтажу з наступним монтажем колони насосно-компресорних труб. 40 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 45 50 55 1. Спосіб свердловинного видобутку нафти, що включає подачу робочого агента в пласт нафтового покладу через нагнітальні свердловини та дебіт нафти з пласта у видобувну свердловину, який відрізняється тим, що попередньо задають діапазон зміни рівня робочого агента в колоні насосно-компресорних труб, подають робочий агент в колону насоснокомпресорних труб, забезпечують зворотно-поступальний рух плунжера в циліндрі свердловинного насоса, вводять нафту з видобувної свердловини в циліндр свердловинного насоса через всмоктувальний клапан при збільшенні об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини свердловинного насоса, подають робочий агент з насосно-компресорної колони труб в циліндр свердловинного насоса при збільшенні об'єму всмоктувально-нагнітальної порожнини свердловинного насоса, витісняють плунжером зосереджені у всмоктувально-нагнітальній порожнині свердловинного насоса нафту та робочий агент через нагнітальний клапан в нафтопровід, контролюють рівень робочого агента в насосно-компресорній колоні труб та забезпечують зміну контрольованого рівня в межах заданого діапазону шляхом подачі робочого агента в насосно-компресорну колону труб. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що подачу робочого агента з насосно-компресорної колони труб у всмоктувально-нагнітальну порожнину свердловинного насоса виконують через всмоктувальний клапан, а також через стінку циліндра свердловинного насоса. 6 UA 97998 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 3. Спосіб за п. 1 або 2, який відрізняється тим, що в процесі збільшення об'єму всмоктувальнонагнітальної порожнини свердловинного насоса, подачу робочого агента в циліндр свердловинного насоса виконують періодично. 4. Установка для свердловинного видобутку нафти, яка містить обсаджену експлуатаційною колоною труб видобувну свердловину, заведену у видобувну свердловину колону насоснокомпресорних труб, обладнаний керованою засувкою гирловий патрубок, приєднаний до колони насосно-компресорних труб та утворений циліндром та встановленим в ньому плунжером свердловинний насос, розташовані у видобувній свердловині всмоктувальний та нагнітальний клапани, обладнаний керованою засувкою та підведений до експлуатаційної колони труб нафтопровід, розташовану у верхній частині експлуатаційної колони труб хрестовину, обладнаний керованою засувкою та приєднаний до хрестовини патрубок, з'єднану з плунжером колону штанг, обладнаний керованою засувкою та зворотним клапаном сполучений з нафтопроводом та експлуатаційною колоною труб патрубок, яка відрізняється тим, що плунжер містить сполучені з внутрішнім об'ємом колони насосно-компресорних труб внутрішні канали, циліндр свердловинного насоса сполучений через обладнаний жиклером патрубок з зоною сполучення видобувної свердловини та всмоктувального клапана, нафтопровід заведений у видобувну свердловину та сполучений з всмоктувально-нагнітальною порожниною свердловинного насоса, внутрішні канали плунжера мають вихід на бокову поверхню плунжера, нагнітальний клапан встановлений в трубному поставі нафтопроводу, внутрішній об'єм колони насосно-компресорних труб сполучений через обладнаний зворотним клапаном патрубок та жиклер з циліндром свердловинного насоса, а гирловий патрубок сполучений з колоною насосно-компресорних труб. 5. Установка за п. 4, яка відрізняється тим, що внутрішній об'єм колони насосно-компресорних труб додатково сполучений через обладнаний відповідним зворотним клапаном допоміжний патрубок та жиклер з циліндром свердловинного насоса, перед вхідним отвором всмоктувального клапана встановлений фільтр, а гирловий патрубок обладнаний додатковою керованою засувкою. 6. Установка за п. 4 або 5, яка відрізняється тим, що у верхній частині колони насоснокомпресорних труб встановлений гирловий сальник, а колона штанг з'єднана через гирловий шток, динамометр та канатну підвіску зі станком-качалкою. 7. Установка за п. 4 або 5, яка відрізняється тим, що колона насосно-компресорних труб містить додатковий робочий циліндр та додатковий свердловинний насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, в додатковому робочому циліндрі розташований поршень зі штоком, всмоктувальний трубопровід додаткового свердловинного насоса сполучений з внутрішнім об'ємом колони насосно-компресорних труб, шток розташованого в додатковому робочому циліндрі поршня з'єднаний з колоною штанг, нагнітальний трубопровід додаткового свердловинного насоса сполучений через гідророзподільник та відповідні патрубки з поршневою та штоковою порожнинами додаткового робочого циліндра, розташовані вище та нижче зони розташування додаткового свердловинного насоса та додаткового робочого циліндра частини колони насосно-компресорних труб сполучені між собою та з гідророзподільником через відповідні патрубки, а сигналізатори рівня рідини встановлені в колоні насосно-компресорних труб. 8. Установка за п. 7, яка відрізняється тим, що додатковий свердловинний насос встановлений у розташованій в поставі насосно-компресорних труб камері, яка, в свою чергу, сполучена з видобувною свердловиною через відповідний патрубок. 9. Установка за п. 7 або 8, яка відрізняється тим, що гідророзподільник сполучений з поршневою та штоковою порожнинами додаткового робочого циліндра через додаткові патрубки, які, в свою чергу, через обладнані відповідними зворотними клапанами окремі патрубки додатково сполучені з додатковим робочим циліндром. 7 UA 97998 C2 8 UA 97998 C2 9 UA 97998 C2 10 UA 97998 C2 11 UA 97998 C2 12 UA 97998 C2 13 UA 97998 C2 Комп’ютерна верстка А. Крулевський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 14