Способ разработки нефтяной залежи



Способ разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2490438:

Шевченко Александр Константинович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет насыщения высоконапорного газа дополнительно фракциями C2+высш. при одновременном исключении необходимости в компримировании низконапорного газа с применением компрессорных или других силовых установок. Сущность изобретения: способ включает подачу в нефтяную залежь через нагнетательную скважину водогазовой смеси, приготовленной на устье нагнетательной скважины с помощью смесительного устройства, подачу на смесительное устройство под давлением воды и газа. Согласно изобретению в поток газа перед его подачей на смесительное устройство вводят с помощью эжектора легкие фракции углеводородов, например, нефть, газовый конденсат, попутный - нефтяной газ или смесь низконапорного газа с фракциями углеводородов C2+высш.. При этом смешение высоконапорного газа с потоком газа, имеющего повышенную концентрацию углеводородов фракций C2+высш., осуществляют с помощью эжектора, установленного в газовой скважине на лифтовой колонне труб над кровлей высоконапорного газового пласта. Поток газа из высоконапорного газового пласта в затрубном - кольцевом пространстве скважины изолируют с помощью разобщителя - пакера от низконапорного потока газа и подают на сопло высокого давления эжектора. При этом поток низконапорного газа с повышенным содержанием фракций C2+высш., подаваемого с устья скважины по кольцевому - затрубному пространству газовой скважины, направляют в камеру низкого давления этого эжектора. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием, в целях повышения нефтеотдачи, водогазовой смеси.

Известны способы разработки нефтяных залежей с закачкой в пласт водогазовой смеси - патенты РФ №:2088752, 2269646, 2321731, 2391495, 2060378. Водогазовую смесь готовят путем смешения воды и углеводородного, или иного газа или смеси газа с жидкостью с применением эжекционных или эжекционно-диспергирующих устройств.

Недостатком известных способов является либо недостаточно высокая величина коэффициента вытеснения нефти закачиваемой в нефтенасыщенный пласт водогазовой смесью - при использовании для приготовления смеси высоконапорного газа с низким содержанием углеводородов фракций С2+высш. либо большие капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты - при использовании низконапорного попутного (нефтяного) газа, который перед подачей на эжекционно-диспергирующее устройство (ЭДУ) необходимо предварительно компримировать.

Наиболее близким к предлагаемому является способ по патенту №2060378, согласно которому попутный нефтяной низконапорный газ, перед подачей в скважину на смешение с водой в скважинном эжекторе, компримируют с применением установленного на поверхности жидкостно-газового эжектора (фиг.3, 4). Недостатком данного способа является необходимость создавать высоконапорный поток воды, подаваемой в жидкостно-газовые эжекторы, затрачивая на это энергию для работы насосов.

Известно, что при увеличении содержания в вытесняющем нефть газе углеводородов фракций С2+высш. коэффициент вытеснения нефти газом возрастает (Бутории О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласт. НТС «Нефтепромысловое дело». - 1995, №8-10, с.54-59). Например, при применении вместо сухого углеводородного газа смеси, содержащей 16% компонентов С24 и 84% метана, величина прироста коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 2 раза, с 15-16% до 31-32%. Отмечено, что технология воздействия на пласты должна осуществляться с использованием попутного (нефтяного) газа., содержащего в достаточном количестве фракции С2+высш.. Однако сложность использования попутного (нефтяного) газа обусловлена низким давлением, обычно имеющим место на выходе этого газа из промысловых установок подготовки нефти, в пределах 1-1,5 МПа, а также не всегда в этом газе содержится необходимое количество тяжелых фракций углеводородов.

Обеспечение содержания в подаваемом на ЭДУ газе в необходимых количествах фракции С2+высш. предлагается при отсутствии попутного (нефтяного) газа с требуемым содержанием углеводородов фракции С2+высш., осуществлять за счет ввода в поток направляемого в затрубное пространство газовой скважины газа жидких углеводородов - нефти или газового конденсата.

Полученная в скважинном газовом эжекторе, работающем за счет естественной энергии высоконапорного газа, смесь газов, или смесь высоконапорного газа с легкими жидкими углеводородами, направляется на вход ЭДУ с давлением, достаточным для образования ВГС.

Изобретением решаются вопросы повышения коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет насыщения высоконапорного газа дополнительно фракциями С2+высш. при одновременном исключении необходимости в компримировании низконапорного газа с применением компрессорных или других силовых установок. Полученная в эжекторе, работающем за счет естественной энергии высоконапорного газа, смесь высоконапорного газа с низконапорным (попутным) газом или легкими жидкими углеводородами, направляется на вход ЭДУ с давлением, достаточным для образования ВГС.

Техническое решение задачи. Перед подачей на вход ЭДУ газа, предварительно производят его смешение с фракциями легких углеводородов, например, нефтью, газовым конденсатом или попутным нефтяным газом, имеющим повышенную концентрацию углеводородов фракций С2+высш., причем смешение осуществляют с применением эжектора, работающего за счет использования энергии потока газа высоконапорного газового пласта.

Новизна. Указанный эжектор устанавливают в газовой скважине над кровлей высоконапорного газового пласта, который является источником энергии, питающей газовый эжектор. В результате смещения на забое газовой скважины высоконапорного пластового газа с подаваемым с устья низконапорным попутным (нефтяным) газом или смесью газа с жидкими легкими углеводородами увеличивается концентрация фракций С2+высш. на выходе смеси газов из лифтовых труб газовой скважины и сообщенным с ними ЭДУ, следствием чего является дополнительное повышение концентрации фракций С2+высш. на выходе из ЭДУ, и как результат - после прохождения ВГС через обрабатываемый нефтяной пласт дополнительный прирост коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью; за счет применения для смешения газового эжектора, установленного на глубине в стволе высоконапорной газовой скважины, исключается необходимость в применении компрессорной или другой силовой установки, сберегаются энергоресурсы, исключаются затраты на подогрев эжектора.

Существенные отличия. В прототипе - патент РФ №2060378 - в установленном на забое скважины эжекторе используется энергия потока теплоносителя, подаваемого с устья скважины по колонне размещенных в ней лифтовых труб. В предлагаемом способе смешение в скважинном эжекторе высоконапорного газа, обладающим низким содержание углеводородов фракций С2+высш., с вводимым с устья потоком, имеющим высокое содержание этих фракций, обеспечивается за счет использования на забое скважины энергии высоконапорного пластового газа, для чего предлагается подавать в камеру высокого давления скважинного эжектора высоконапорный газ из газового пласта, вскрытого данной скважиной, а низконапорный попутный (нефтяной) газ иди смесь низконапорного газа с легкими жидкими углеводородами подавать в камеру низкого давления данного эжектора по кольцевому (затрубному) пространству этой же скважины - между стенками колонны обсадных и лифтовых труб, при этом полученная смесь, пройдя в эжекторе камеру смешения, после выхода из эжектора поднимается по колонне лифтовых труб вверх, до устья газовой скважины. Таким образом, в прототипе и в предлагаемом техническом решении колонна лифтовых труб используется по разным назначениям.

Положительный эффект. На входе в камеру низкого давления газового эжектора полезно используется дополнительный напор, создаваемый весом столба попутного (нефтяного) газа или смеси низконапорного газа с легкими жидкими углеводородами. Это обеспечивается за счет разности отметок устья газовой скважины и места установки газового эжектора в скважине, в результате чего на входе в этот эжектор увеличивается давление низконапорного газа, движущегося вниз по затрубному (кольцевому) пространству газовой скважины, а на высоконапорное сопло скважинного газового эжектора поступает газ с давлением, равным забойному в данной скважине, что способствует улучшению гидродинамических условий эжектирования. Кроме того, полезно используется энергия, обычно теряемая при добыче высоконапорного газа при регулировании технологического режима отбора газа из устье газовой скважины с помощью штуцера, а высокая температура породы на глубине установки эжектора исключает образование гидратов в холодное время года, возможное при установке эжектора на поверхности.

На чертеже приведена технологическая схема предлагаемого способа.

Описание чертежа: 1 - нефтяной пласт; 2 - лифтовая колонна труб в нагнетательной скважине; 3 - нагнетательная скважина; 4 - эжекционно-диспергирующее устройстве (ЭДУ); 5 - газовый эжектор; 6 - колонна лифтовых труба в газовой скважине; 7 - газовая скважина: 8 - разобщитель (пакер); 9 - высоконапорный газовый пласт; 10 - камера низкого давления газового эжектора; 11 - высоконапорное сопло газового эжектора; 12 - газопровод; 13 - камера низкого давления ЭДУ; 14 - сопло высокого давления ЭДУ; 15 - отвод трубопровода; 16 - запорное устройство.

Осуществление способа. В нефтяной пласт 1 по лифтовой колонне труб 2 в нагнетательную скважину 3 осуществляется закачка водогазовой смеси (ВГС), образуемой в ЭДУ 4. На вход ЭДУ 4 подается смесь углеводородных газов с заданной повышенной концентрацией фракций С2+высш. и высоконапорная вода. Смесь углеводородных газов с заданной концентрацией фракций С2+высш получается в газовом эжекторе 5, установленном на лифтовых трубах 6 в газовой скважине 7 выше разобщителя (пакера) 8, расположенного над кровлей высоконапорного газового пласта 9; камера низкого давления 10 газового эжектора 5 сообщена с полостью затрубного пространства над разобщителем (пакером) 8, а высоконапорное сопло 11 газового эжектора 5 сообщено с полостью затрубного пространства ниже разобщителя (пакера) 5 и далее - с высоконапорным газовым пластом 9. В кольцевое пространство газовой скважины 7 под давлением Р1 подается низконапорный попутный нефтяной) газ (или смесь низконапорного газа с жидкими углеводородами) с расходом Q1, который движется вниз и на глубине установки эжектора имеет давление, определяемое формулами

где D1, F1, λ1 - соответственно гидравлический диаметр, площадь живого сечения и коэффициент гидравлических сопротивлений полости кольцевого (затрубного) пространства газовой скважины;

H1 - расстояние по вертикали от устья газовой скважины до входа в камеру низкого давления 10 газового эжектора 5;

T1, Z1 - соответственно средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине полости кольцевого (затрубного) пространства газовой скважины 7;

Pст, Тст - соответственно давление и температура при стандартных условиях;

g - ускорение силы тяжести;

DВЭ, DНЛ - соответственно, внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр лифтовой колонны.

С давлением Р2 попутный (нефтяной) газ поступает в камеру низкого давления 10 эжектора 5.

На высоконапорное сопло 11 эжектора 5 из газового пласта 9 поступает газ с дебитом (расходом) Q2 и давлением Р3, определяемым по формуле

P 3 2 = P п л г 2 A Q 2 B Q 2 2 , ( 6 )

где Рпл г - пластовое давление в газовом пласте 9;

А, В - коэффициенты фильтрационного сопротивления притоку газа в скважину;

Q2 - дебит газовой скважины.

На выходе из газового эжектора давление смеси газов (P4) зависит от величин Р2, Р3, Q1, Q2, а также от размеров основных элементов эжектора и будет находиться в пределах P 2 < P 4 < P 3 . ( 7 )

Давление смеси газов на устье скважины, Р5, определяется по формулам

где λ2, D2, F2 - соответственно коэффициент гидравлических сопротивлений, внутренний диаметр, площадь сечения лифтовой колонны 6;

Н2 - расстояние по вертикали от эжектора 5 до устья газовой скважины;;

Т2, Z2 - соответственно средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине лифтовой колонны 6;

Q3 - расход смеси газов:

Q 3 = Q 1 + Q 2 . ( 11 )

Далее смесь углеводородных газов по газопроводу 12 направляется в камеру низкого давления 13 ЭДУ 4, а на сопло высокого давления 14 - высоконапорный поток воды.

Полученная в ЭДУ водогазовая смесь (ВГС) подается в нагнетательную скважину 3 и по лифтовой колонне 2 - в нефтяной пласт 1.

Регулирование режимов подачи попутного (нефтяного) и высоконапорного газа на газовый эжектор 5 и подачи воды на ЭДУ 4 осуществляется из заданных условий: концентрации газа в подаваемой в скважину 3 водогазовой смеси и забойного давления в нагнетательной скважине в период закачки ВГС в нефтяной пласт 1. Для этого на линии попутного (нефтяного) газа перед его поступлением в затрубное пространство газовой скважины 7 и на линии смеси газов на выходе из газовой скважины устанавливают расходомеры газа и манометры. На линии подачи воды перед входом в ЭДУ устанавливают расходомер и манометр. Манометр устанавливают также на выходе ВГС из ЭДУ.

При необходимости вводить в поток низконапорного газа жидких углеводородов на линии низконапорного газа предусматривается отвод 15 с запорным устройством 16.

В целях повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемой породы на башмаке спущенных в нагнетательную скважину колонны лифтовых труб 2, устанавливают сьемный диспергатор (на чертеже не показано), а также нагнетание ВГС в пласт 1 ведут в циклическом режиме, изменяя для этого давление на выходе из ЭДУ в пределах от заданного максимального до заданного минимального значения.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий подачу в нефтяную залежь через нагнетательную скважину водогазовой смеси, приготовленной на устье нагнетательной скважины с помощью смесительного устройства, подачу на смесительное устройство под давлением воды и газа, отличающийся тем, что в поток газа перед его подачей на смесительное устройство вводят с помощью эжектора легкие фракции углеводородов, например нефть, газовый конденсат, попутный нефтяной газ или смесь низконапорного газа с фракциями углеводородов C2+высш, причем смешение высоконапорного газа с потоком газа, имеющего повышенную концентрацию углеводородов фракций C2+высш, осуществляют с помощью эжектора, установленного в газовой скважине на лифтовой колонне труб над кровлей высоконапорного газового пласта, а поток газа из высоконапорного газового пласта в затрубном - кольцевом пространстве скважины изолируют с помощью разобщителя - пакера от низконапорного потока газа и подают на сопло высокого давления эжектора, при этом поток низконапорного газа с повышенным содержанием фракций C2+высш, подаваемого с устья скважины по кольцевому - затрубному пространству газовой скважины, направляют в камеру низкого давления этого эжектора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на башмаке колонны лифтовых труб, спущенных в нагнетательную скважину, устанавливают диспергирующее устройство.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что диспергирующее устройство на башмаке спущенных в нагнетательную скважину труб предусматривают в съемном исполнении.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что на выходе из установленного на устье смесительного устройства периодически изменяют давление в пределах от заданного максимального до заданного минимального значения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи, и может найти применение при разработке нефтяных залежей с посаженным пластовым давлением.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения. .

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и, в частности, залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления технологической системой поддержания пластового давления - ППД. Обеспечивает повышение уровня управляемости технологической системы ППД, расширение диапазона регулирования насосами и более маневренные воздействия на пласт, а также уменьшение удельного потребления электроэнергии при необходимости поддержания энергетических параметров насосов в зоне оптимального КПД. Сущность изобретения: по способу производят построение базовых напорно-расходных и энергетических характеристик основных и подпорных насосов и далее в процессе эксплуатации путем постоянного сравнения напорно-расходных и энергетических характеристик с базовым по всем насосам всех кустовых насосных станций - КНС, параллельно работающих на сеть водоводов высокого давления, производят выбор оптимального числа одновременно работающих основных насосов с согласованием их напорно-расходных и энергетических характеристик в зоне оптимального КПД путем изменения частоты вращения их электроприводов, исключая применение дроссельных элементов. Дополнительно измеряют температуру перекачиваемого агента на входе и выходе каждого насоса, а также производят регулирование частоты вращения электроприводов подпорных насосов низкого давления, контролируя удельный расход электроэнергии по всем основным насосам. При выходе значений гидравлических и энергетических параметров за пределы критических любого из основных насосов всех параллельно работающих КНС производят его переключение на резервный насос, технические характеристики которого позволяют согласовать напорно-расходные характеристики основных насосов в зоне оптимального КПД. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению уточняют характеристики пластов. Для этого по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи. Для этого на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважины на выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи термическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи в трещиновато-поровых коллекторах за счет возможности повышения пластового давления в минимально возможные сроки. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи термическим заводнением ведут межскважинную перекачку пластовой воды из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт и отбор пластовой продукции через добывающие скважины из продуктивного пласта. При межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой, большей температуры продуктивного пласта не менее чем на 20°C, и с минерализацией пластовой воды, большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме повышения пластового давления. Закачку проводят в циклическом режиме. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет исключения замерзания водоводов. Сущность изобретения: система кустовой закачки воды в пласт включает кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин. Согласно изобретению кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин. При этом направленные гидравлические разрывы проводят только в рядах нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят анализ скорости обводнения продукции, по которому строят карты обводненности и определяют конфигурацию фронта вытеснения нефти водой. Причем, в разных нагнетательных скважинах, размещенных в рядах, изменяют объемы закачиваемого вытесняющего агента для обеспечения равномерного фронта высокого давления. Технический результат заключается в возможности оперативного регулирования продвижением фронта вытеснения нефти водой, а также исключении опасности преждевременного обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласт. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт включает пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов. Всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством. Герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки. Межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом. Плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз. Ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство. Устройство для принудительного хода вниз плунжера может быть выполнено в виде соединенных с ним грузов или пневмоаккумулятора. Рабочей полостью пневмоаккумулятора является верхняя часть колонны труб. Технический результат заключается в расширении области применения установки в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повышении надежности работы за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, также в повышении эффективности эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх