RU211513U1

RU211513U1 - TWO-STAGE ROD PUMP WITH CONTINUOUS GRP ROD

Info

Publication number: RU211513U1
Application number: RU2022102403U
Authority: RU
Inventors: Вадим Мирхатимович Хафизов; Александр Владимирович Суходеев; Сергей Александрович Чалдаев
Original assignee: Акционерное общество "Самаранефтегаз"
Filing date: 2022-02-01
Publication date: 2022-06-09

Abstract

Полезная модель относится к нефтедобыче и может быть использована при эксплуатации малодебитного фонда в скважинах с малым притоком как вертикальных, так и скважин с боковым стволом, для увеличения дебита скважины за счет повышения наработки на отказ и снижения удельных эксплуатационных затрат. Техническим результатом заявленного устройства является расширение арсенала технических средств для увеличения дебита скважин с малым притоком малодебитного фонда за счет двухступенчатого штангового глубинного насоса с непрерывной стеклопластиковой штангой. Соединение двух насосов с двумя цилиндрами, двумя плунжерами, с нагнетательными клапанами и всасывающими клапанами двухступенчатого штангового глубинного насоса непрерывной стеклопластиковой штангой с возможностью передачи возвратно-поступательного движения и снабжение нижнего насоса двумя клапанами золотникового типа, всасывающим и нагнетательным, а верхнего насоса - всасывающим радиальным коническим клапаном приводит к увеличению дебита скважины, поскольку, в совокупности с непрерывной штангой, клапана золотникового типа позволяют промывать нижний насос без извлечения из скважины и полного демонтажа, тем самым увеличивая время наработки скважины. 3 ил.

The utility model relates to oil production and can be used in the operation of a marginal well stock in wells with low inflow, both vertical and sidetrack wells, to increase the well production rate by increasing the time between failures and reducing unit operating costs. The technical result of the claimed device is the expansion of the arsenal of technical means to increase the flow rate of wells with a small inflow of low-yield stock due to a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod. Connection of two pumps with two cylinders, two plungers, with discharge valves and suction valves of a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod with the possibility of transmitting reciprocating motion and supplying the lower pump with two spool-type valves, suction and discharge, and the upper pump with suction radial conical valve leads to an increase in well flow rate, since, in combination with a continuous rod, spool-type valves allow flushing the lower pump without removing it from the well and completely dismantling it, thereby increasing the well operating time. 3 ill.

Description

Двухступенчатый штанговый глубинный насос с непрерывной стеклопластиковой штангой относится к нефтедобыче и может быть использован при эксплуатации малодебитного фонда в скважинах с малым притоком как вертикальных, так и скважин с боковым стволом, для увеличения дебита скважины за счет повышения наработки на отказ, и снижения удельных эксплуатационных затратA two-stage sucker-rod pump with a continuous fiberglass rod is related to oil production and can be used in the operation of a marginal well stock in wells with a small inflow of both vertical and sidetrack wells to increase the well flow rate by increasing the time between failures and reducing specific operating costs

На текущий момент в АО «Самаранефтегаз» технологии эксплуатации малодебитного фонда скважин, оборудованных УЭЦН5 и УЭЦН2А и эксплуатируемых в режиме АПВ, не позволяют в полной мере использовать потенциал скважины. В настоящее время около 53 скважин имеют высокий потенциал увеличения суточной добычи, путем снижения уровня на приеме насоса, с помощью предлагаемой ниже компоновки двухступенчатого ШГН.At the moment, in Samaraneftegaz JSC, the technologies for operating low-rate well stock equipped with UETsN5 and UETsN2A and operated in the AR mode do not allow the full potential of the well to be used. Currently, about 53 wells have a high potential to increase daily production by lowering the level at the pump intake using the two-stage SRP layout proposed below.

Основными критериями при проведении анализа, так же являются: низкий дебит, который составляет до 25 м3/сут, режим работы скважины АПВ и критическое давление на приеме насоса ниже 30 атм, таких кандидатов по АО «Самаранефтегаз» насчитывается порядка 7 скважин. Средняя наработка на отказ УЭЦН2А по АО «Самаранефтегаз» составляет 274 суток. Необходимо отметить, что в настоящее время значительное количество месторождений в Российской Федерации находится на завершающей стадии эксплуатации, при этом для снижения эксплуатационных затрат большое распространение получило бурение боковых стволов скважин (далее БС). На текущий момент динамика роста скважин с боковым стволом в ПАО НК «Роснефть» такова, что на 2020 год насчитывается порядка 10500 скважин. Исходя из существенной динамики количества скважин ЗБС, возникает проблема реализации максимального потенциала скважины, ведь существующие технологии не позволяют сделать этого в полной мере. Так же стоит отметить, что АО «Самаранефтегаз» несет большие затраты на электроэнергию, эксплуатируя низкодебитные УЭЦН, среднее удельное энергопотребление которых, составляет 22 кВт/м3. Итак, проанализировав сложившуюся ситуацию в АО «Самаранефтегаз», была определена следующая цель проектной работы. Разработать новые вариации моделей эксплуатации УШГН не только для вертикальных скважин, но и для скважин с боковым стволом, с применением инновационной технологии непрерывной стеклопластиковой штанги (далее - НШС). Интерес к применению стеклопластиковых насосных штанг вызван тем, что они, в отличие от стальных, имеютThe main criteria for the analysis are also: low flow rate, which is up to 25 m3 / day, the operating mode of the APV well and the critical pressure at the pump intake is below 30 atm, there are about 7 such wells in Samaraneftegaz JSC. The mean time between failures of the UETsN2A for Samaraneftegaz JSC is 274 days. It should be noted that at present a significant number of fields in the Russian Federation are at the final stage of operation, while drilling of sidetracks of wells (hereinafter BS) has become widespread in order to reduce operating costs. At the moment, the dynamics of the growth of wells with a sidetrack in PJSC NK Rosneft is such that for 2020 there are about 10,500 wells. Based on the significant dynamics of the number of sidetracking wells, the problem arises of realizing the maximum potential of the well, because existing technologies do not allow this to be done in full. It is also worth noting that Samaraneftegaz JSC incurs high energy costs by operating low-rate ESPs, the average specific energy consumption of which is 22 kW/m3. So, having analyzed the current situation in Samaraneftegaz JSC, the following goal of the project work was determined. To develop new variations of CSP operation models not only for vertical wells, but also for wells with a sidetrack, using innovative technology of a continuous fiberglass rod (hereinafter referred to as FRP). Interest in the use of fiberglass sucker rods is due to the fact that, unlike steel ones, they have

малый удельный вес - 2,1 кг/дм³;low specific gravity - 2.1 kg / dm ³ ;

не подвержена коррозии;not subject to corrosion;

не подвержена отложениям АСПО;not subject to ARPD deposits;

напряжение сдвига 690 МПа;shear stress 690 MPa;

многократное использование, экономия времени при спуске насосного оборудования;multiple use, saving time when lowering pumping equipment;

непрерывная длина до 500 метров;continuous length up to 500 meters;

диаметр тела штанги - 22 мм;rod body diameter - 22 mm;

при глубине спуска компоновки с обычным ШГН на 1200 м, растяжение составляет 1 м;at a depth of descent of the layout with a conventional SRP at 1200 m, the tension is 1 m;

момент сопротивления изгибу выше, чем у канатной штанги, что исключает возможность перехлестывания в колонне НКТ.the moment of resistance to bending is higher than that of the cable rod, which eliminates the possibility of overlapping in the tubing string.

Также применение НШС позволит получить дополнительную добычу нефти, за счет увеличения депрессии на продуктивный пласт при увеличении глубины спуска насоса. Благодаря меньшему весу штанговой колонны можно осуществлять освоение больших глубин без смены привода и увеличения максимальной нагрузки на головку балансира. За счет увеличения глубины спуска насоса, внедрение НШС в данном случае позволит перевести режим эксплуатации скважины из периодического в постоянный, что положительно скажется на снижении уровня обводненности продукции пласта и увеличении добычи нефти. Итак, посредством решения производственных задач была спроектирована компоновка оборудования двухступенчатого ШГН в совместной эксплуатации с непрерывной стеклопластиковой штангой. Новая концепция решения проблем эксплуатации глубинно-насосного оборудования (далее ГНО), для скважин с вертикальным стволом и для скважин с боковым стволом была разработана, исходя из следующих ключевых позиций:Also, the use of NSS will allow to obtain additional oil production, due to an increase in drawdown on the productive formation with an increase in the depth of the pump descent. Due to the lower weight of the rod string, it is possible to develop greater depths without changing the drive and increasing the maximum load on the balancer head. By increasing the pump descent depth, the introduction of NSS in this case will allow switching the well operation mode from intermittent to constant, which will have a positive effect on reducing the level of water cut in the reservoir and increasing oil production. So, by solving production problems, the layout of the equipment for a two-stage SRP in joint operation with a continuous fiberglass rod was designed. A new concept for solving the problems of operation of downhole pumping equipment (hereinafter DPP), for wells with a vertical wellbore and for wells with a sidetrack, was developed based on the following key positions:

увеличение дебита скважины (увеличение напора насоса ШГН), более полная реализация ее потенциала;increase in the well production rate (increase in the pressure of the SRP pump), more complete realization of its potential;

повышение межремонтного периода и средней наработки на отказ ГНО;increase in the overhaul period and mean time between failures of GNO;

снижения нагрузок на привод насоса, внедрение в компоновку непрерывной стеклопластиковой штанги;reducing the load on the pump drive, introducing a continuous fiberglass rod into the layout;

минимальное воздействие осложняющих факторов на детали и узлы насоса;minimal impact of complicating factors on pump parts and assemblies;

возможность работы ГНО как в боковом стволе, так и в вертикальной скважине;the ability to work GNO both in the sidetrack and in the vertical well;

упрощенный алгоритм монтажа и спуска в скважину при ТРС;simplified algorithm of installation and descent into the well during TRS;

возможность проведения обратной промывки насоса без демонтажа привода ШГН и извлечения плунжера из цилиндра.the possibility of backwashing the pump without dismantling the SRP drive and removing the plunger from the cylinder.

Из уровня техники известна «Насосная установка для эксплуатации наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали» по патенту RU 166 549 от 02.08.2016, опубликовано 27.11.2016, МПК Е21В 43/00 (2006.01) F04B 47/00 (2006.01), состоящая из колонны насосных штанг с центраторами, канатной штанги, установленной в месте интенсивного набора кривизны, заделок для соединения канатной штанги с плунжером насоса и колонной штанг, штангового насоса, состоящего из цилиндра, плунжера, штока, соединенного с плунжером, всасывающего и нагнетательного клапанов, отличающаяся тем, что ниже штангового насоса установлен вакуумный насос, состоящий из герметичного корпуса, внутри которого размещен поршень с перепускным клапаном, при этом поршень соединен со штоком штангового насоса, а корпус вакуумного насоса соединен с цилиндром штангового насоса переводником, в котором выполнены отверстия для прохода пластовой жидкости в цилиндр штангового насоса.Known from the prior art "Pumping unit for the operation of directional wells with a large deviation from the vertical" according to patent RU 166 549 dated 08/02/2016, published on 11/27/2016, IPC E21B 43/00 (2006.01) F04B 47/00 (2006.01), consisting of a string of sucker rods with centralizers, a rope rod installed in a place of intensive curvature, seals for connecting the rope rod to the pump plunger and the rod string, a sucker rod pump consisting of a cylinder, a plunger, a rod connected to the plunger, suction and discharge valves, characterized in that a vacuum pump is installed below the rod pump, consisting of a sealed housing, inside which a piston with a bypass valve is located, while the piston is connected to the rod pump rod, and the vacuum pump housing is connected to the rod pump cylinder by a sub, in which holes for passage are made formation fluid into the rod pump cylinder.

Но данная компоновка насосной установки не позволяет осуществлять работу верхнего насоса при возможном обрыве канатной штанги, соединяющей компоновку нижнего насоса. А также конструктив клапанных пар не позволяет вести эксплуатацию ГНО в боковом стволе.But this layout of the pumping unit does not allow the operation of the upper pump in case of a possible breakage of the cable rod connecting the layout of the lower pump. And also the design of the valve pairs does not allow the operation of GNO in the sidetrack.

Наиболее близкой по технической сути является «Штанговая глубинная насосная установка с увеличенной производительностью» по патенту RU 93896 от 31.08.2009, опубликовано: 10.05.2010 МПК F04B 47/02 (2006.01), состоящая из 2-х последовательно соединенных насосов с двумя не сообщающимися между собой цилиндрами, двумя плунжерами, расположенными на одном полированном штоке и соединенными с помощью автосцепа и автоотцепа с двумя нагнетательными клапанами и двумя всасывающими клапанами с фильтрами, верхний из которых расположен на боковой стенке удлинителя верхнего насоса, а фильтр и всасывающий клапан нижнего насоса расположены в хвостовике нижней части насоса, причем цилиндры соединены последовательно отрезком насосно-компрессорной трубы с сальниковым устройством и удлинителем верхнего насоса посредством муфт, а также из дополнительной трубки с обратным клапаном с возможностью отвода жидкости изThe closest in terms of technical essence is the "Sink Rod Pumping Unit with increased productivity" according to patent RU 93896 dated 08/31/2009, published: 05/10/2010 IPC F04B 47/02 (2006.01), consisting of 2 series-connected pumps with two non-communicating between themselves by cylinders, two plungers located on one polished rod and connected by means of an automatic coupler and an automatic coupler with two pressure valves and two suction valves with filters, the upper of which is located on the side wall of the upper pump extension, and the filter and the suction valve of the lower pump are located in the shank of the lower part of the pump, and the cylinders are connected in series by a section of the tubing with a stuffing box and an extension of the upper pump by means of couplings, as well as from an additional tube with a check valve with the possibility of draining fluid from

Такая компоновка двух насосов так же не позволяет осуществлять работу верхнего насоса при возможном обрыве канатной штанги, соединяющей компоновку нижнего насоса. А также конструктив клапанных пар не позволяет вести эксплуатацию ГНО в боковом стволе.This arrangement of the two pumps also does not allow the operation of the upper pump in case of a possible breakage of the cable rod connecting the lower pump assembly. And also the design of the valve pairs does not allow the operation of GNO in the sidetrack.

Техническим результатом заявленного устройства является расширение арсенала технических средств для увеличения дебита скважин с малым притоком малодебитного фонда за счет двухступенчатого штангового глубинного насоса с непрерывной стеклопластиковой штангой.The technical result of the claimed device is the expansion of the arsenal of technical means to increase the flow rate of wells with a small inflow of low-yield stock due to a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod.

Заявленный технический результат достигается за счет двухступенчатого штангового глубинного насоса с непрерывной стеклопластиковой штангой, состоящего из 2 последовательно соединенных насосов с цилиндрами, плунжерами, с нагнетательными клапанами и всасывающими клапанами, при этом, непрерывной стеклопластиковой штангой, с возможностью передачи возвратно-поступательного движения, соединены плунжеры верхнего и нижнего насосов; верхний насос, снабжен всасывающим радиальным коническим клапаном; нижний насос, снабжен клапанами золотникового типа, нагнетательным клапаном, размещенным на входе в полость плунжера, и всасывающим клапаном с магнитным затвором (возвращателем). Соединение двух насосов, с двумя цилиндрами, двумя плунжерами, с нагнетательными клапанами и всасывающими клапанами двухступенчатого штангового глубинного насоса непрерывной стеклопластиковой штангой, с возможностью передачи возвратно-поступательного движения и снабжение нижнего насоса двумя клапанами золотникового типа, всасывающим и нагнетательным, а верхнего насоса всасывающим радиальным коническим клапаном, приводит к увеличению дебита скважины, поскольку, в совокупности с непрерывной штангой, клапана золотникового типа позволяют промывать нижний насос без извлечения из скважины и полного демонтажа, с увеличением времени наработки и увеличения дебита скважин с малым притоком малодебитного фонда скважины. Из-за особенности конструктива клапанных пар и компоновке для совместной эксплуатации с непрерывной стеклопластиковой штангой данная компоновка позволяет вести эксплуатацию насоса, как в вертикальном, так и боковом стволе скважины. В случае снижения производительности, и заклинивания компоновки двухступенчатого насоса - конструктив верхней части позволяет провести обратную промывку без демонтажа привода ШГН и подъема компоновки штанг. Так же следует отметить, что существенным достоинством предлагаемой компоновки является возможность работы верхнего насоса при возможном обрыве непрерывной стеклопластиковой штанги, соединяющей компоновку нижнего насоса.The claimed technical result is achieved by a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod, consisting of 2 pumps connected in series with cylinders, plungers, discharge valves and suction valves, while the plungers are connected with a continuous fiberglass rod, with the possibility of transmitting reciprocating motion. upper and lower pumps; upper pump, equipped with a suction radial conical valve; the lower pump is equipped with spool-type valves, a discharge valve located at the inlet to the plunger cavity, and a suction valve with a magnetic shutter (returner). Connection of two pumps, with two cylinders, two plungers, with discharge valves and suction valves of a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod, with the possibility of transmitting reciprocating motion and supplying the lower pump with two spool-type valves, suction and discharge, and the upper pump with radial suction conical valve, leads to an increase in the well flow rate, since, in combination with a continuous rod, spool-type valves allow flushing the lower pump without removing it from the well and completely dismantling it, with an increase in operating time and an increase in the flow rate of wells with a small inflow of a marginal well stock. Due to the peculiarity of the design of the valve pairs and the layout for joint operation with a continuous fiberglass rod, this layout allows the pump to be operated both in a vertical and lateral wellbore. In the event of a decrease in productivity and a jamming of the two-stage pump assembly, the design of the upper part allows backwashing without dismantling the SRP drive and lifting the rod assembly. It should also be noted that a significant advantage of the proposed layout is the ability to operate the upper pump with a possible breakage of a continuous fiberglass rod connecting the lower pump layout.

Компоновка двухступенчатого штангового глубинного насоса с непрерывной стеклопластиковой штангой пояснена чертежами, где на фиг. 1 - принципиальная схема размещения глубинно насосного оборудования в стволе скважины, на фиг. 2 - нижний насос двухступенчатого ШГН в разрезе, на фиг. 3 - верхний насос двухступенчатого ШГН в разрезе.The layout of a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod is illustrated by the drawings, where in Fig. 1 is a schematic diagram of the placement of downhole pumping equipment in the wellbore, in Fig. 2 - bottom pump of a two-stage SRP in section, in Fig. 3 - the upper pump of the two-stage SRP in the section.

На фиг. 1, 2, 3, изображеныIn FIG. 1, 2, 3 are shown

на фиг. 1 - устье скважины 1, прямой ствол 2 скважины, боковой ствол 3 скважины, навесная колонна труб 4 (далее - НКТ), первая ступень штангового глубинного насоса (далее - ШГН) - верхний насос 5, вторая ступень ШГН - нижний насос 6, непрерывная стеклопластиковая штанга 7, колонна штанг 8, линейный привод 9.in fig. 1 - wellhead 1, straight wellbore 2, lateral wellbore 3, hanging pipe string 4 (hereinafter referred to as tubing), the first stage of the sucker rod pump (hereinafter referred to as SRP) - upper pump 5, the second stage of SRP - lower pump 6, continuous fiberglass rod 7, rod column 8, linear drive 9.

на фиг. 2 - кольцевой магнит 10 клапана, муфта резьбовая 11 всасывающего клапана нижнего насоса, нижний ограничитель 12 клапана, низ седла клапана 13, шток 14 седла клапана, седло 15 всасывающего клапана, всасывающий линзовидный клапан 16, цилиндр 17 нижнего насоса, приемная часть 18 золотникового нагнетательного клапана нижнего насоса, шток 19 седла золотникового нагнетательного клапана нижнего насоса, золотниковый нагнетательный клапан 20 нижнего насоса, плунжер 21 нижнего насоса, резьбовая переводная муфта 22 нижнего насоса,in fig. 2 - ring magnet 10 of the valve, threaded coupling 11 of the suction valve of the lower pump, lower limiter 12 of the valve, bottom of the valve seat 13, stem 14 of the valve seat, seat 15 of the suction valve, suction lenticular valve 16, cylinder 17 of the lower pump, receiving part 18 of the spool valve lower pump valve, lower pump spool valve seat stem 19, lower pump spool valve 20, lower pump plunger 21, threaded transfer sleeve 22 of the lower pump,

на фиг. 3 - резьбовая муфта 23 верхней части непрерывной стеклопластиковой штанги, переводной полированный шток 24 верхнего насоса, переводник 25 верхнего насоса, ниппель 26 переводного цилиндра верхнего насоса, втулка 27 переводного цилиндра верхнего насоса, седло 28 радиально-конического всасывающего клапана верхнего насоса, радиально-конический всасывающий клапан 29 верхнего насоса, резьбовой фиксатор 30 радиально-конического всасывающего клапана верхнего насоса, переводная муфта 31 верхнего насоса, цилиндр 32 верхнего насоса, переводная муфта 33 переводного полированного штока верхнего насоса, шаровой нагнетательный клапан 34 верхнего насоса, плунжер 35 верхнего насоса.in fig. 3 - threaded sleeve 23 of the upper part of a continuous fiberglass rod, transfer polished rod 24 of the upper pump, sub 25 of the upper pump, nipple 26 of the transfer cylinder of the upper pump, sleeve 27 of the transfer cylinder of the upper pump, seat 28 of the radial-conical suction valve of the upper pump, radial-conical suction valve 29 of the top pump, threaded lock 30 of the radial-conical suction valve of the top pump, transfer sleeve 31 of the top pump, cylinder 32 of the top pump, transfer sleeve 33 of the polished transfer rod of the top pump, ball discharge valve 34 of the top pump, plunger 35 of the top pump.

Двухступенчатый штанговый глубинный насос с непрерывной стеклопластиковой штангой выполнен следующим образом. Две ступени штангового глубинного насоса размещены под устьем 1 в прямом стволе 2 скважины, или в боковом стволе 3 скважины на навесной колонне труб 4 (далее - НКТ). Двухступенчатый штанговый глубинный насос скомпонован из двух ступеней, соединенных между собой непрерывной стеклопластиковой штангой и с устьем скважины колонной штанг. Первая ступень штангового глубинного насоса (далее - ШГН) - выполнена в виде верхнего насоса 5, она присоединена колонной штанг 8 к линейному приводу 9. К верхнему насосу 5 присоединена непрерывной стеклопластиковой штангой 7 вторая ступень насоса, выполненная в виде нижнего насоса 6. (фиг. 1). Нижний насос 6 включает в себя всасывающий линзовидный клапан 16, который представлен следующим образом: кольцевым магнитом 10 клапана, муфтой резьбовой 11 всасывающего клапана, нижним ограничителем 12, низом 13 седла клапана, штоком 14 седла клапана, а седлом клапана 15. Кроме всасывающего линзовидного клапана 16, нижний насос снабжен цилиндром 17, приемной частью 18 золотникового нагнетательного клапана, штоком 19 седла золотникового нагнетательного клапана, золотниковый нагнетательный клапан 20, плунжер 21, резьбовая переводная муфта 22. Верхняя часть всасывающего клапана 16 имеет обратную линзовидность, для увеличения площади давления и, соответственно, усилия закрытия клапана. Низ седла клапана 13 штока 14 и нижний ограничитель 12 клапана выполнены с неодимовым коррозионностойким покрытием, имеют взаимное расположение с одинаковыми полюсами, для отталкивания друг от друга, что позволяет через шток 14 передать вниз усилие для посадки в седло 15 клапана, что обеспечивает работу магнитного затвора (возвращателя). Сила отталкивания всасывающего клапана 16, зависит от толщины неодимового слоя низа седла клапана 13 и нижнего ограничителя 12. В цилиндре 17 нижнего насоса 6 расположен полый плунжер 21 с золотниковым нагнетательным клапаном 20. Плунжер 21 нижнего насоса соединен резьбовой переводной муфтой 22, с непрерывной стеклопластиковой штангой 7. Другой конец непрерывной стеклопластиковой штанги 7 соединен переводной резьбовой муфтой 23 с переводным полированным штоком 24 верхнего насоса. Переводник 25 соединен резьбовым соединением с ниппелем 26 переводного цилиндра, полированный шток 24 ходит внутри втулки 27 переводного цилиндра верхнего насоса. Также верхний насос включает в себя: радиально-конический всасывающий клапан 29, форма которого имеет неравносторонние углы, это связано со снижением риска не посадки клапана в седло 28. Для обеспечения ограничения хода радиально-конического всасывающего клапана в компоновке предусмотрен резьбовой фиксатор 30. Весь раннее перечисленный конструктив переводного цилиндра (26, 27, 28, 29, 30) через переводную муфту 31 соединен резьбовым соединением с цилиндром 32 верхнего насоса. Переводная муфта 33 переводного полированного штока верхнего насоса обеспечивает соединение через переводной полированный шток 24 и резьбовую переводную муфту 23 шарового нагнетательного клапана 34 верхнего насоса и стеклопластиковой штанги 7. Сам нагнетательный клапан 34 в свою очередь закреплен на плунжере 35 также резьбовым соединением, а сам плунжер 35 скреплен с колонной штанг 8. А цилиндр 32 с колонной НКТ 4. Двухступенчатый штанговый глубинный насос с непрерывной стеклопластиковой штангой работает следующим образом. Скважину оснащают двухступенчатым штанговым глубинным насосом с непрерывной стеклопластиковой штангой 7, что позволяет устанавливать ступени насоса 5 и 6, как в скважины с прямым стволом 2, так и в скважины с боковыми стволами 3. Основной принцип работы двухступенчатой компоновки ШГН заключается в следующем. Нижний насос 6 (фиг. 2) предназначен для подачи скважинной жидкости на прием верхнего насоса 5. При ходе плунжера 21 вверх скважинная жидкость, поступает в полость цилиндра 17, проходя через, улавливающий металлические частицы, кольцевой магнит 10, линзовидного всасывающего клапана 16, с магнитным затвором (возвращателем) (12, 13) Неодимовое коррозионностойкое покрытие низа 13 седла 15 линзовидного всасывающего клапана 16, и верхней части нижнего ограничителя 12, имеют взаимное расположение с одинаковыми полюсами, и отталкиваются друг от друга, что позволяет через шток 14 передать вниз усилие для закрытия клапана 16 путем посадки в седло 15. Сила отталкивания магнитного затвора 12, 13 (возвращателя) зависит от толщины неодимового слоя низа 12 штока 14 и верхней части нижнего ограничителя 13, линзовидного всасывающего клапана 16. В случае спуска двухступенчатой компоновки ШГН в скважину с высоким значением вязкости добываемой продукции, подбирают толщину магнитного слоя таким образом, чтобы расчетное усилие закрытия клапана 16 позволяло в полной мере использовать степень наполняемости цилиндра 17. Верхняя часть всасывающего клапана 16 имеет обратную линзовидность, для увеличения площади давления и, соответственно, усилия закрытия клапана. После наполнения цилиндра 17, при ходе плунжера 21 вниз, скважинная жидкость через золотниковый клапан 18, 19, 20 поступает в полость плунжера 21, и далее - на прием верхнего насоса 5. Использование золотникового нагнетательного клапана 18, 19, 20, а также предложенной конструкции линзовидного всасывающего клапана 16 с магнитным затвором (возвращателем) - позволят успешно эксплуатировать нижнюю компоновку двухступенчатого насоса как в вертикальных скважин, так и в скважинах с боковым стволом, а также проводить обратную промывку насоса, в случае засорения, чем и отличается предложенная конструкция от насоса СПР. Плунжер 21 в движение приводит непрерывная стеклопластиковая штанга 7, нижний конец которой соединен со штоком плунжера 21 резьбовой переводной муфтой 22, а верхняя часть стеклопластиковой штанги 7 соединена с полированным штоком 24 переводного цилиндра верхнего насоса 5. Принцип работы верхнего насоса 5 (фиг. 3), заключается в следующем. Скважинная жидкость, через отверстия удерживающего упорного резьбового фиксатора 30 ниппеля 26, поступает на прием всасывающего радиального конического клапана 29, располагающегося между седлом клапана 28 и упорным резьбовым фиксатором 30. После этого скважинная жидкость подается на прием нагнетательного шарового клапана 34, и по НКТ 4 подается на устье скважины 1. Основная колонна штанг 8 приводит в движение плунжер 35 вверх, далее усилие передается через переводную муфту 33 (на схеме соединена) на переводной полированный шток 24, нижняя часть которого закреплена резьбовой муфтой 23 с верхней частью непрерывной стеклопластиковой штанги 7, передающей усилие на вверх нижнему насосу 6. Длина нижнего насоса 6-6 метров, длина верхнего насоса 5 в сборе с переводным цилиндром (26, 27, 28, 29, 30) - 10 м. В случае снижения производительности, и заклинивания компоновки двухступенчатого насоса - конструктив верхней части позволяет провести обратную промывку без демонтажа привода ШГН и подъема компоновки штанг. Так же следует отметить, что существенным достоинством предлагаемой компоновки является возможность работы верхнего насоса при возможном обрыве непрерывной стеклопластиковой штанги, соединяющей компоновку нижнего насоса. Из-за особенности конструктива клапанных пар и компоновке для совместной эксплуатации с непрерывной стеклопластиковой штангой данная компоновка позволяет вести эксплуатацию как в вертикальном, так и в боковом стволе. Соединение двух насосов, с двумя цилиндрами, двумя плунжерами, с нагнетательными клапанами и всасывающими клапанами двухступенчатого штангового глубинного насоса непрерывной стеклопластиковой штангой, с возможностью передачи возвратно-поступательного движения и снабжение нижнего насоса двумя клапанами золотникового типа, всасывающим и нагнетательным, а верхнего насоса всасывающим радиальным коническим клапаном, приводит к увеличению дебита скважины, поскольку, в совокупности с непрерывной штангой, клапана золотникового типа позволяют промывать нижний насос без извлечения из скважины и полного демонтажа, тем самым увеличивая время наработки скважины. В случае снижения производительности, и заклинивания компоновки двухступенчатого насоса - конструктив верхней части позволяет провести обратную промывку без демонтажа привода ШГН и подъема компоновки штанг. Так же следует отметить, что существенным достоинством предлагаемой компоновки является возможность работы верхнего насоса при возможном обрыве непрерывной стеклопластиковой штанги, соединяющей компоновку нижнего насоса.Two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod is made as follows. Two stages of a sucker rod pump are located under the wellhead 1 in a straight wellbore 2, or in a lateral wellbore 3 on a suspended pipe string 4 (hereinafter referred to as tubing). The two-stage sucker rod pump is composed of two stages connected to each other by a continuous fiberglass rod and to the wellhead by a string of rods. The first stage of the rod deep pump (hereinafter referred to as SRP) is made in the form of an upper pump 5, it is connected by a column of rods 8 to a linear drive 9. The second stage of the pump, made in the form of a lower pump 6, is attached to the upper pump 5 with a continuous fiberglass rod 7. (Fig. . one). The lower pump 6 includes a suction lenticular valve 16, which is represented as follows: a valve ring magnet 10, a threaded 11 suction valve sleeve, a bottom stop 12, a valve seat bottom 13, a valve seat stem 14, and a valve seat 15. In addition to the suction lenticular valve 16, the lower pump is provided with a cylinder 17, a suction spool valve seat 18, a spool valve seat stem 19, a spool valve 20, a plunger 21, a threaded transfer sleeve 22. The top of the suction valve 16 has a reverse lens shape to increase the pressure area and, respectively, the closing force of the valve. The bottom of the valve seat 13 of the stem 14 and the lower limiter 12 of the valve are made with a neodymium corrosion-resistant coating, have a mutual arrangement with the same poles, to repel each other, which allows the force to be transmitted down through the stem 14 to fit into the valve seat 15, which ensures the operation of the magnetic shutter (returner). The repulsive force of the suction valve 16 depends on the thickness of the neodymium layer of the bottom of the valve seat 13 and the lower limiter 12. In the cylinder 17 of the lower pump 6 there is a hollow plunger 21 with a spool discharge valve 20. The plunger 21 of the lower pump is connected by a threaded transfer sleeve 22, with a continuous fiberglass rod 7. The other end of the continuous fiberglass rod 7 is connected by a transfer threaded sleeve 23 with a transfer polished rod 24 of the upper pump. The sub 25 is connected by a threaded connection to the nipple 26 of the transfer cylinder, the polished rod 24 runs inside the sleeve 27 of the transfer cylinder of the upper pump. Also, the upper pump includes: a radial-conical suction valve 29, the shape of which has unequal angles, this is due to a decrease in the risk of the valve not landing in the seat 28. To ensure the limitation of the stroke of the radial-conical suction valve, a threaded lock 30 is provided in the layout. the listed design of the transfer cylinder (26, 27, 28, 29, 30) is connected by a threaded connection to the cylinder 32 of the upper pump through the transfer sleeve 31. The transfer sleeve 33 of the transfer polished rod of the upper pump provides a connection through the transfer polished rod 24 and the threaded transfer sleeve 23 of the ball discharge valve 34 of the upper pump and the fiberglass rod 7. The discharge valve 34 itself, in turn, is fixed to the plunger 35 also by a threaded connection, and the plunger 35 itself fastened to the rod string 8. And the cylinder 32 with the tubing string 4. A two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod works as follows. The well is equipped with a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod 7, which makes it possible to install pump stages 5 and 6 both in wells with a straight bore 2 and wells with sidetracks 3. The basic principle of operation of the two-stage layout of the SRP is as follows. The lower pump 6 (Fig. 2) is designed to supply well fluid to the intake of the upper pump 5. When the plunger 21 moves upward, the well fluid enters the cavity of the cylinder 17, passing through an annular magnet 10 that catches metal particles, a lenticular suction valve 16, with magnetic shutter (returner) (12, 13) Neodymium corrosion-resistant coating of the bottom 13 of the seat 15 of the lenticular suction valve 16, and the upper part of the lower limiter 12, have a mutual arrangement with the same poles, and repel each other, which allows the force to be transmitted down through the stem 14 to close the valve 16 by landing in the saddle 15. The repulsive force of the magnetic shutter 12, 13 (returner) depends on the thickness of the neodymium layer of the bottom 12 of the stem 14 and the upper part of the lower limiter 13, the lenticular suction valve 16. high viscosity of the extracted product, select the thickness of the magnetic layer in such a way that h so that the calculated closing force of the valve 16 allows full use of the degree of filling of the cylinder 17. The upper part of the suction valve 16 has a reverse lenticular shape to increase the pressure area and, accordingly, the closing force of the valve. After filling the cylinder 17, when the plunger 21 moves down, the well fluid through the spool valve 18, 19, 20 enters the cavity of the plunger 21, and then to the intake of the upper pump 5. Using the spool valve 18, 19, 20, as well as the proposed design lenticular suction valve 16 with a magnetic shutter (returner) - will allow you to successfully operate the lower assembly of a two-stage pump both in vertical wells and in wells with a sidetrack, as well as backwash the pump in case of clogging, which is the difference between the proposed design and the SPR pump . The plunger 21 is driven by a continuous fiberglass rod 7, the lower end of which is connected to the plunger rod 21 by a threaded transfer sleeve 22, and the upper part of the fiberglass rod 7 is connected to the polished rod 24 of the transfer cylinder of the upper pump 5. The principle of operation of the upper pump 5 (Fig. 3) , is as follows. The well fluid, through the holes of the retaining thrust threaded latch 30 of the nipple 26, enters the intake of the suction radial conical valve 29, located between the valve seat 28 and the thrust threaded latch 30. at the wellhead 1. The main string of rods 8 drives the plunger 35 upwards, then the force is transmitted through the transfer sleeve 33 (connected in the diagram) to the transfer polished rod 24, the lower part of which is fixed by a threaded sleeve 23 with the upper part of the continuous fiberglass rod 7, which transmits upward force on the lower pump 6. The length of the lower pump is 6-6 meters, the length of the upper pump 5 assembly with the transfer cylinder (26, 27, 28, 29, 30) is 10 m. the design of the upper part allows for backwashing without dismantling the SRP drive and lifting to rod arrangements. It should also be noted that a significant advantage of the proposed layout is the ability to operate the upper pump with a possible breakage of a continuous fiberglass rod connecting the lower pump layout. Due to the peculiarity of the design of the valve pairs and the layout for joint operation with a continuous fiberglass rod, this layout allows you to operate both in a vertical and in a sidetrack. Connection of two pumps, with two cylinders, two plungers, with discharge valves and suction valves of a two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod, with the possibility of transmitting reciprocating motion and supplying the lower pump with two spool-type valves, suction and discharge, and the upper pump with radial suction conical valve leads to an increase in well flow rate, since, in combination with a continuous rod, spool-type valves allow flushing the lower pump without removing it from the well and completely dismantling it, thereby increasing the well operating time. In the event of a decrease in productivity and a jamming of the two-stage pump assembly, the design of the upper part allows backwashing without dismantling the SRP drive and lifting the rod assembly. It should also be noted that a significant advantage of the proposed layout is the ability to operate the upper pump with a possible breakage of a continuous fiberglass rod connecting the lower pump layout.

Claims

Two-stage sucker rod pump with a continuous fiberglass rod, consisting of 2 series-connected pumps with cylinders, plungers, discharge valves and suction valves, characterized in that the plungers of the upper and lower pumps are connected with a continuous fiberglass rod, with the possibility of transmitting reciprocating motion; the upper pump is equipped with a suction radial conical valve, and the lower pump is equipped with spool-type valves, a discharge valve located at the inlet to the plunger cavity, and a suction valve with a magnetic closure.