глубинно-насосная штанговая установка

Формула изобретения

1. Глубинно-насосная штанговая установка, содержащая силовой привод, реверсивный приводной орган, уравновешиваемые линии подъема жидкости, включающие канатные подвески, полированные штоки, штанговые колонны и плунжеры поршневых насосов, размещенные в изолированных друг от друга колоннах насосно-компрессорных труб, опущенных в скважину, отличающаяся тем, что уравновешиваемые линии подъема жидкости содержат, по меньшей мере, по одному поршневому насосу различных типоразмеров, а, по меньшей мере, одна пара полированных штоков уравновешиваемой линии посредством траверсы и канатной подвески подсоединена к реверсивному приводному органу, выполненному в виде двуплечего балансира с двумя балансирными головками или в виде ступенчатого блока-шкива, причем, по меньшей мере, две колонны насосно-компрессорных труб скреплены между собой хомутами с интервалом их расположения, равным не более блины волны продольного изгиба одиночной колонны насосно-компрессорных труб под действием напорного усилия плунжера.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что при одновременно раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем меньший дебит, она оснащена поршневым насосом меньшего диаметра, а на верхнем пласте - поршневым насосом большего диаметра или двумя равновеликими по суммарной производительности поршневыми насосами меньшего диаметра, полированные штоки которых через траверсы и канатные подвески подсоединены к реверсивному приводному органу.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что оснащена двумя парами колонн насосно-компрессорных труб с поршневыми насосами одинакового или различных типоразмеров в каждой паре, причем полированные штоки каждой пары насосов через равноплечие или неравноплечие траверсы подсоединены канатными подвесками к разным плечам реверсивного приводного органа.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что при одновременно раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем больший или равный с верхним пластом дебит, она оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска верхнего поршневого насоса меньшего диаметра - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что при одновременно раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на верхнем пласте, имеющем больший дебит, она оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего поршневого насоса меньшего диаметра - к большему диаметру сдвоенного блока-шкива.

6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что при ступенчатом подъеме жидкости из скважины на верхнем горизонте она оснащена поршневым насосом большего диаметра, на нижнем горизонте - поршневым насосом меньшего диаметра, канатная подвеска верхнего насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего насоса - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива.

7. Установка по п.2, отличающаяся тем, что реверсивный приводной орган выполнен в виде станка-качалки с двуплечим балансиром, у которого балансирная головка со стороны присоединения шатуна к балансиру оснащена гибким тяговым органом, соединенным со второй канатной подвеской, отклоняющими и направляющим роликами, закрепленными на станине станка-качалки.

8. Установка по п.1, отличающаяся тем, что реверсивный приводной орган выполнен в виде ступенчатого блока-шкива с отклоняющими роликами, обеспечивающими взаимную ориентацию канатных подвесок и полированных штоков уравновешиваемых линий подъема нефти.

9. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что узел соединения канатной подвески, по меньшей мере, с двумя полированными штоками каждой уравновешиваемой линии выполнен в виде траверсы, с которой скреплены полированные штоки, а канатная подвеска соединена с траверсой роликовым или шаровым шарниром, обеспечивающим возможность изменения соотношения плеч между шарниром и местами крепления полированных штоков.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к технике подъема нефти из скважин посредством глубинных штанговых насосов.

Известна глубинная насосная штанговая установка, осуществляющая всасывание из скважины и нагнетание по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) жидкости поршневым насосом, приводимым в действие станком-качалкой (см. Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 184-186).

Недостатки этого устройства:

а) высокий расход энергии на подъем нефти;

б) большие мощность двигателя и металлоемкость наземной части установки, обусловленные многократным различием перемещаемых масс откачиваемой нефти и колонны штанг, т.е. повышенной нагрузкой на приводную часть установки;

в) ограниченная глубина спуска насоса, обусловленная возрастанием веса колонны штанг и предельной прочностью материала.

Кроме того, неблагоприятные условия эксплуатации колонн НКТ и штанг, связанные с проявлением волнообразного изгиба колонны НКТ на стадии нагнетания по ней нефти (эффект Любинского), приводят к преждевременному износу и разрушению труб и штанг.

Наиболее близким техническим решением является скважинная штанговая насосная установка с двумя поршневыми насосами одинакового типоразмера, установленными в колоннах насосно-компрессорных труб параллельно друг другу на разных уровнях - прототип (см. а.с. SU 1315655 А1, кл. F 04 В 47/02). Реверсивный привод этой установки выполнен в виде шкива, размещенного на стойке над устьем скважины. Увеличение глубины подъема жидкости обеспечивается путем ступенчатой ее подачи с нижнего уровня в надпакерную зону верхнего уровня. Недостатки такой установки: 1) не достигается высокая степень уравновешивания тяговых усилий на канатных подвесках параллельных ветвей; 2) исключается возможность применения при одновременно-раздельной эксплуатации пластов с разными дебитами.

Известна штанговая насосная установка, в которой реверсивный привод выполнен в виде станка-качалки с двуплечим балансиром, снабженным двумя балансирными головками, каждая из которых непосредственно через канатные подвески связана с полированными штоками и штанговыми колоннами поршневых насосов, установленных в двух сближенных скважинах (см. а.с. SU 1132053 А, кл. F 04 В 47/02).

Недостаток этой установки - невозможность использования для эксплуатации автономных насосов, размещенных в одной скважине.

В настоящем изобретении поставлена техническая задача:

- обеспечить более полное уравновешивание масс штанговых колонн поршневых насосов, работающих в оппозитных направлениях;

- увеличить глубину спуска поршневых насосов в скважину посредством замены в уравновешиваемых линиях подъема плунжерного насоса, колонн НКТ и штанг на равные по суммарной производительности плунжерные насосы, колонны НКТ и штанги меньшего диаметра;

- исключить при работе плунжерных насосов взаимный износ при работе НКТ и штанговых колонн.

Техническим результатом изобретения являются:

- уменьшение удельного расхода электроэнергии на подъем нефти;

- снижение мощности приводной части установки;

- снижение массы установки и затрат на сооружение фундамента;

- уменьшение удельного расхода металла на единичную глубину скважины;

- увеличение межремонтного срока эксплуатации НКТ и штанговых колонн.

Решение этой задачи достигается тем, что в глубинно-насосной штанговой установке уравновешиваемые линии подъема жидкости содержат по меньшей мере по одному поршневому насосу различных типоразмеров, а, по меньшей мере, одна пара полированных штоков уравновешиваемой линии посредством траверсы и канатной подвески подсоединена к реверсивному приводному органу, выполненному в виде двуплечего балансира с двумя балансирными головками или в виде ступенчатого блока-шкива, причем, по меньшей мере, две колонны насосно-компрессорных труб скреплены между собой хомутами с интервалом их расположения, равным не более длины волны продольного изгиба одиночной колонны насосно-компрессорных труб под действием напорного усилия плунжера.

А также тем, что:

- при одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем меньший дебит, установка оснащена поршневым насосом меньшего диаметра, а на верхнем пласте - поршневым насосом большего диаметра или двумя равновеликими ему по суммарной производительности поршневыми насосами меньшего диаметра, полированные штоки которых через траверсы подсоединены к реверсивному приводному органу;

- установка оснащена двумя парами насосно-компрессорных труб с поршневыми насосами одинакового или различных типоразмеров, причем полированные штоки каждой пары насосов через равноплечие или неравноплечие траверсы подсоединены канатными подвесками к разным плечам реверсивного приводного органа;

- при одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем больший или равный с верхним пластом дебит, установка оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска верхнего поршневого насоса меньшего диаметра - к большему диаметру сдвоенного блока-шкива;

- при одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на верхнем пласте, имеющем больший дебит, установка оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего поршневого насоса меньшего диаметра - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива;

- при ступенчатом подъеме жидкости из скважины на верхнем горизонте установка оснащена поршневым насосом большего диаметра, на нижнем горизонте - поршневым насосом меньшего диаметра, канатная подвеска верхнего насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего насоса меньшего диаметра - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива;

- реверсивный приводной орган выполнен в виде станка-качалки с двуплечим балансиром, у которого балансирная головка со стороны присоединения шатуна к балансиру оснащена гибким тяговым органом, соединенным со второй канатной подвеской, и отклоняющими и направляющим роликами, закрепленными на станине станка-качалки;

- реверсивный приводной орган выполнен в виде ступенчатого блока-шкива с отклоняющими роликами, обеспечивающими взаимную ориентацию канатных подвесок и полированных штоков уравновешиваемых линий подъема нефти;

- узел соединения канатной подвески, по меньшей мере, с двумя полированными штоками каждой уравновешиваемой линии выполнен в виде траверсы, с которой скреплены полированные штоки, а канатная подвеска соединена с траверсой роликовым или шаровым шарниром, обеспечивающим возможность изменения соотношения плеч между шарниром и местами крепления полированных штоков.

Сущность изобретений поясняется чертежами, где изображены: на фиг.1 - схема глубинно-насосной штанговой установки для подъема нефти с двух горизонтов одной парой колонн НКТ с насосами разных типоразмеров; на фиг.2 - схема глубинно-насосной установки для подъема нефти тремя колоннами НКТ с насосами; на фиг.3 - схема эксплуатации глубокой скважины с подъемом нефти двумя парами колонн НКТ с насосами; на фиг.4 - схема эксплуатации глубокой скважины со ступенчатым подъемом нефти; на фиг.5 - схема одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов при большем дебите верхнего пласта; на фиг.6 - схема реверсивного приводного органа на основе станка-качалки с двумя балансирными головками; на фиг.7 - схема траверсы для подсоединения двух полированных штоков к канатной подвеске.

В дальнейшем изобретение поясняется примерами их выполнения и сопровождающими чертежами.

Предлагаемая установка для подъема нефти из скважины двумя колоннами НКТ 1 и 2 и поршневыми насосами 3 и 4 разных типоразмеров, опущенными в скважину до соответствующих продуктивных пластов, показана на фиг.1. В цилиндрах поршневых насосов 3 и 4 возвратно-поступательно перемещаются плунжеры 5 и 6. Насосы 3 и 4 снабжены всасывающими клапанами 7 и 8, а плунжеры 5,6 - нагнетательными клапанами 9 и 10. Плунжеры 5 и 6 посредством колонн штанг 11 и 12, полированных штоков 13, 14 и канатных подвесок 15 и 16 подсоединены к реверсивному приводному органу 17. Согласование положения канатных подвесок 15, 16 и полированных штоков 13, 14 осуществляется посредством отклоняющих роликов 18 и 19 (или их системой). Оборудование устья имеет сальниковые уплотнения 20 и 21 для прохода полированных штоков 13 и 14 и тройники 22 и 23 для подачи нефти в выкидную линию. Горизонты между собой разделены пакером 40.

Оптимальные параметры насосной установки как в данном случае, так в рассмотренных далее вариантах - диаметры насосов, ход плунжеров, тип и соотношение плеч реверсивного приводного органа, мощность двигателя - определяют в каждом конкретном случае с учетом глубины залегания продуктивных пластов и их дебита.

При более высоком дебите нижнего пласта или равном их дебите насос большего диаметра устанавливают на нижнем горизонте, а приводной орган выполняют в виде неравноплечего балансира или ступенчатого блока-шкива (описание приводных органов см. далее).

Установка с тремя колоннами НКТ показана на фиг.2. Две насосно-компрессорные трубы 1 и 2 с насосами 3 и 4 представляют собой одну уравновешивающую линию подъема нефти из продуктивного пласта. Полированные штоки 13 и 14 этих насосов соединены между собой траверсой 37 (см. фиг.7) и далее посредством канатной подвески 16 с реверсивным приводным органом 17. Третья колонна НКТ 2а с насосом 4а является другой уравновешиваемой линией подъема нефти. Плунжер 6а этого насоса, штанговая колонна 12а, полированный шток (не показан) и канатная подвеска 15 соединены с другим плечом реверсивного приводного органа 17.

Установка из двух пар колонн НКТ и насосов (см. фиг.3) содержит: функционирующие попарно колонны НКТ 1, 25 и 2, 26; насосы 3, 27 (другая пара не показана) с плунжерами 6, 29 и 5, 28 (показаны пунктиром), всасывающими 7, 30 (другая пара не показана) и нагнетательными 10, 32 и 9, 31 клапанами; колонны штанг 11, 33 и 12, 34; парные полированные штоки 13, 35 и 14, 36, которые соединены между собой соответственно траверсами 37 и 38, и две канатные подвески 15 и 16, связанные с приводным органом 17. Устье скважины оборудовано сальниковыми уплотнениями для прохода соответственно четырех полированных штоков, а также тройниками 22, 23 для подачи нефти в выкидную линию.

Установка с двумя парами колонн НКТ и насосов может быть применена для подъема жидкости с одного горизонта, для одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов, а также для увеличения глубины подъема жидкости штанговыми насосами. В зависимости от назначения, дебита пластов и их взаимного положения, типа реверсивного приводного органа на уравновешиваемых линиях подъема и в самих линиях применяют насосы одного или разных типоразмеров.

Установка для ступенчатого подъема нефти из скважины двумя колоннами НКТ 1 и 2 включает в себя насосы 3 и 4, располагаемые на разных уровнях по высоте (см. фиг.4). Параметры насоса 4 с плунжером 6 и труб НКТ 2 нижнего горизонта выбирают с учетом дебита продуктивного пласта, а параметры колонны НКТ 1, насоса 3 с плунжером 5 и штанговой колонны 11 - с учетом того, что подъем нефти осуществляют до земной поверхности с промежуточного горизонта, разобщенного с продуктивным пластом пакером 40. Штанговая колонна 12 нижнего насоса через полированный шток 14 и канатную подвеску 16 соединена с приводным органом 17. Колонна НКТ 2 на промежуточном горизонте имеет сливное устройство 41. Нефть с промежуточного горизонта при помощи насоса 3 с плунжером 5, колонны штанг 11, полированного штока 13, канатной подвески 14, приводимых в движение приводным органом 17, по колонне НКТ 1 подают на поверхность и через тройник 22 - в выкидную линию.

Для обеспечения более полного уравновешивания действия масс штанговых колонн 11 и 12 на верхней ступени подъема устанавливают насос и соответственно ему штанги большего диаметра. Эквивалентность насосов по производительности при равенстве числа ходов плунжеров 5 и 6 в единицу времени достигается за счет дифференциации длины их ходов. Соответственно плунжер 5 насоса 3 большего диаметра, работающий на верхней ступени подъема, через штанги 11, полированный шток 13 и канатную подвеску 15 подсоединяют к меньшему плечу сдвоенного блока-шкива 17 или неравноплечего балансира, а насос 4 с плунжером 6 через аналогичные элементы 12, 14 и 16 - к большему плечу того же приводного органа.

В условиях, когда более продуктивным является нижний пласт, для подъема нефти с этого горизонта применяют трубы НКТ 2, насосы 4 и штанги 12 большего диаметра (см. фиг.5). Усилия, требуемые для подъема столба нефти плунжером 6, значительно больше, чем плунжером 5. В этом случае уравновешивание нагрузок обеспечивается посредством применения двуплечего приводного органа: более высокая нагрузка колонной штанг 12, полированным штоком 14 и канатной подвеской 16 передается на плечо меньшего радиуса, а уравновешивающая его меньшая нагрузка через элементы 11, 13, 16 - на плечо большего радиуса.

В конструктивных схемах штанговых насосных установок для эксплуатации скважин комплектом колонн НКТ и насосов в качестве приводного органа используют двуплечий балансир, шкив (см. фиг.1-3) или ступенчатый блок-шкив (см. фиг.4 и 5). На фиг.6 показан уравновешиваемый приводной орган 17 в виде двуплечего балансира с двумя балансирными головками, выполненный на основе редукторного станка-качалки. Станок-качалка содержит балансирную головку 42, с которой соединена канатная подвеска 15. Вторая балансирная головка 43 со стороны шатуна 41 оснащена тяговым канатом 44 и через систему отклоняющих и направляющего роликов 45-47 связана с канатной подвеской 16. Ролики 45-47 установлены на основной и дополнительной 48 опорных стойках и укосине 49, закрепляемых на раме станка-качалки.

Траверса (например, 37, см. фиг.2) для присоединения полированных штоков к канатной подвеске (см. фиг.7) состоит из верхней 50 и нижней 51 плит с опорными втулками 52. Полированные штоки (например, 13 и 14, см. фиг.2) подсоединены к верхней плите 50, а канатная подвеска (например, 16, см. фиг.2) через прорези в верхней и нижней плитах (не показаны) соединена с роликовым шарниром 53, закрепляемым на нижней плите 51. При необходимости перемещением шарнира в прорези 54 регулируется соотношение плеч между полированными штоками 13 и 14 и положением канатной подвески 16, а канатная подвеска фиксируется клиньями 55.

Став труб их двух и более колонн НКТ скрепляют хомутами 24, что исключает опасность проявления волнообразных их изгибов, как это имеет место в случае эксплуатации одиночной колонны НКТ вследствие проявления в ней эффекта Любинского по следующим причинам: уменьшается диаметр плунжера, снижается усилие подъема нефти, а следовательно, величина изгибающего момента, возрастает момент инерции системы труб. При этом, чем больше число установленных колонн НКТ, тем выше их устойчивость к продольному изгибу.

Штанговая насосная установка (см. фиг.1) работает следующим образом. Двигатель (на чертеже не показан) через систему передач сообщает приводному органу 17 реверсивно-вращательные (колебательные) движения, которые с помощью канатных подвесок 15 и 16, полированных штоков 13 и 14 и штанговых колонн 11 и 12 вызывают возвратно-поступательные движения плунжеров 5 и 6. При перемещении приводного органа 17 по направлению часовой стрелки (см. фиг.1 ) в колонне НКТ 1 колонна штанг 11 и плунжер 5 в насосе 3 перемещаются вверх. Нагнетательный клапан 9 плунжера 5 закрывается. Столб жидкости над плунжером 5 поднимается на длину хода полированного штока 13 и через тройник 22 попадает в выкидную линию. При подъеме плунжера 5 всасывающий клапан 7 насоса 3 открывается, и жидкость из скважины поступает в его подплунжерное пространство. Одновременно в колонне НКТ 2 колонна штанг 12 и плунжер 6 перемещаются вниз. Всасывающий клапан 8 насоса 4 закрывается. Нагнетательный клапан 10 плунжера 6 открывается, и жидкость из подплунжерного пространства перетекает в надплунжерное пространство плунжера 6. При перемещении приводного органа 17 против часовой стрелки в колонне труб 2 колонна штанг 12 и плунжер 6 насоса 4 перемещаются вверх. Нагнетательный клапан 10 закрывается, столб жидкости над плунжером 6 поднимается на длину хода штока 14 и через тройник 23 вытесняется в выкидную линию. При перемещении плунжера 6 вверх всасывающий клапан 8 насоса 4 открывается, и продукция скважины поступает в подплунжерное пространство плунжера 6. В это время в колонне НКТ 1 колонна штанг 11 и плунжер 5 опускаются вниз. Всасывающий клапан 7 закрывается, нагнетательный клапан 9 открывается, и жидкость из подплунжерного пространства плунжера 5 перетекает в его надплунжерное пространство. В последующем циклы поворота приводного органа и работа плунжеров повторяются.

Работа насосной установки с тремя колоннами НКТ и насосами (см. фиг.2) отличается от изложенного порядка тем, что реверсивное движение одного плеча приводного органа передается одновременно двум плунжерам 5 и 6 насосов 3 и 4 посредством канатной подвески 15, траверсы 37 полированных штоков 13 и 14, штанговых колонн 11 и 12, а с другой стороны приводного органа - имеет место перемещение в оппозитном направлении канатной подвески полированного штока (не показаны), штанговой колонны 12а и плунжера 6а насоса 4а. Соответственно первая уравновешиваемая линия установки работает, например, на подъем нефти, а во второй линии проходит переток жидкости из подлунжерного пространства в надплунжерное пространство.

Насосная установка с двумя парами колонн НКТ и насосов (см. фиг.3) работает аналогично установке, показанной на фиг.1, с тем отличием, что реверсивно-вращательные (колебательные ) движения приводного органа 17 через канатные подвески 15 и 16, траверсы 37 и 38, полированные штоки 13, 35 и 14, 36, штанговые колонны 11, 33 и 12, 34 вызывают возвратно-поступательные движения одновременно плунжеров 6 и 29 в одном направлении, а плунжеров 5 и 28 - в оппозитном направлении. При подъеме в насосах 3 и 27 плунжеров 6 и 29 вверх нагнетательные клапаны 10 и 32 закрываются. Жидкость над этими плунжерами поднимается на длину хода полированных штоков 13 и 35 и через тройники 23 и 39 часть ее поступает в выкидную линию. При подъеме плунжеров 6 и 29 всасывающие клапаны 7 и 30 насосов 3 и 27 открываются, и жидкость из скважины поступает в подплунжерное пространство плунжеров 6 и 29. Одновременно в колоннах НКТ 2 и 26 колонны штанг 12 и 34 с плунжерами 5 и 28 (показаны пунктиром) в другой паре насосов опускаются. Всасывающие клапаны этих насосов (не показаны) закрываются, а нагнетательные клапаны 9 и 31 плунжеров 5 и 28 открываются, и жидкость из их подплунжерного пространства перетекает в надплунжерное пространство. С изменением направления движения приводного органа 17 цикл работы начинается с подъема плунжеров 5 и 28 и совершается далее аналогично изложенной последовательности.

Установка для эксплуатации глубокой скважины (см. фиг.4) работает следующим образом. При перемещении плунжера 6 вверх всасывающий клапан 8 насоса 4 открывается, нагнетательный клапан 10 закрывается, и столб нефти в колонне НКТ 2 поднимается на величину хода полированного штока 14, часть нефти через сливное устройство 41 поступает в полость обсадной колонны, образованную выше пакера 40. Накопленную здесь нефть выдают на поверхность насосом 3, работающим оппозитно с насосом 4, то есть при подъеме плунжера 6 насоса 4 вверх плунжер 5 насоса 3 опускается вниз, всасывающий клапан 7 последнего закрывается, а нагнетательный клапан 9 плунжера 5 открывается, и нефть из подплунжерного пространства поступает в надплунжерное пространство. При изменении направления движения приводного органа 17 плунжер 5 перемещается вверх, всасывающий клапан 7 насоса 5 открывается (нефть из полости над пакером 40 попадает в подплунжерное пространство), нагнетательный клапан 9 закрывается, и столб нефти над плунжером 15 поднимается на высоту хода полированного штока 13, изливаясь частично через тройник 22 в выкидную линию.

Работа установки, представленной на фиг.5, осуществляется в таком же порядке, как и установки, показанной на фиг.1.

Приводной орган штанговой насосной установки, предназначенный для подъема жидкости из скважины несколькими автономными поршневыми насосами, выполненный на основе станка-качалки (см. фиг.6), работает следующим образом. Реверсивно-колебательное движение двуплечего балансира 17 передается от силового привода шатуном 41. При движении балансирной головки 42, например, по часовой стрелке прикрепленная к ней канатная подвеска 15 перемещает вверх подсоединенные к ней полированный шток (или штоки, подсоединенные к подвеске через траверсу) и далее через штанговую колонну плунжер (плунжеры) насоса (насосов). Столб жидкости в колонне НКТ поднимается этим плунжером на величину хода, и соответствующий объем ее поступает в выкидную линию.

Одновременно с движением балансирной головки 43 по часовой стрелке обеспечивается свободный ход тягового каната 44 под действием тяжести колонны штанг, подсоединенной к полированному штоку и канатной подвеске 16. Плунжер установленного в данной колонне НКТ насоса опускается, происходит переток нефти из подплунжерного пространства в надплунжерное пространство. В итоге обеспечивается изложенная ранее циклическая работа насосов по подъему нефти на поверхность.

Результаты сравнительной оценки показателей ступенчатого подъема нефти двумя насосами одного и того же типоразмера (прототип) и двумя насосами разного типа сведены в таблицу. Плотность нефти принята равной 800 кг/м³.

Результаты расчета показывают, что при эксплуатации установки с однотипными насосами привод должен обеспечивать знакопеременный режим работы: тяговый и тормозной (см. усилия со знаком минус). При разнотипных насосах привод работает в одном относительно равномерном режиме, причем тяговые усилия в данном случае почти в 5-8 раз меньше по величине, чем по варианту-прототипу. Рассмотрены только статические нагрузки. Однако их распределение показывает, что предлагаемое решение создает более благоприятные условия эксплуатации установки по инерционным и динамическим нагрузкам. Следует также отметить, что предлагаемый тип штанговой установки почти в 1,5 раза экономичней по расходу металла.

Предлагаемое устройство для подъема нефти из скважины штанговыми насосами по двум и более колоннам НКТ по сравнению с известными устройствами обладает следующими преимуществами:

- снижается усилие подъема на приводном органе за счет более полного уравновешивания масс штанговых колонн и поднимаемого столба нефти, в результате чего соответственно могут быть снижены мощность двигателя, масса и габариты наземной части установки;

- вследствие тех же причин сокращается удельный расход энергии на подъем нефти;

- расширяется область применения штанговых насосных установок по глубине подъема нефти, так как при замене поршневых насосов и штанг большего диаметра на насосы и штанги меньшего диаметра предельная глубина спуска последних возрастает;

- снижение нагрузки на линию подъема нефти при увеличении числа колонн НКТ и насосов при той же производительности установки в целом создает более благоприятный режим работы двигателя, приводной системы, насоса, плунжеров и штанг, а следовательно, повышает надежность их эксплуатации;

- увеличивается межремонтный период и общий ресурс работы колонн НКТ, штанг и плунжеров по фактору их износа, поскольку уменьшение осевых нагрузок, действующих на колонну НКТ, и повышение момента инерции связки труб по сравнению с подъемом нефти по одиночной трубе снижает опасность искривления колонны труб вследствие проявления эффекта Любинского.