RU110429U1 - WELL BODY PUMP FOR VISCOUS OIL PRODUCTION - Google Patents

Abstract

Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти, содержащий цилиндр с седлом, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной камеры и соединенный с колонной штанг, имеющей упор, нагнетательный клапан, подвижно расположенный на колонне штанг между упором и плунжером и выполненный кольцевым с диаметром, превышающим диаметр плунжера, всасывающий клапан, сообщающий надплунжерную камеру с внутрискважинным пространством, и подпружиненный ограничитель хода вверх нагнетательного клапана, отличающийся тем, что плунжер выполнен полым, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным через дополнительный плунжер меньшего диаметра с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, в цилиндре выполнена кольцевая выборка под ограничитель хода, подпружиненный наружу и выполненный заодно целое с нагнетательным клапаном, снабженным дополнительным цилиндром меньшего диаметра под дополнительный плунжер. A viscous oil well sucker rod pump comprising a cylinder with a saddle connected with the top to a tubing string, a plunger placed in the cylinder to form a superplunger chamber and connected to a rod string having a stop, a discharge valve movably located on the rod string between emphasis and a plunger and made annular with a diameter greater than the diameter of the plunger, a suction valve communicating the supra-plunger chamber with the downhole space, and a spring-loaded travel stop px of the discharge valve, characterized in that the plunger is hollow, the suction valve is equipped with a pusher rigidly connected through an additional plunger of a smaller diameter to the rod string and inserted into the plunger with the possibility of longitudinal movement limited from above by the outer protrusion of the pusher, and from below by a suction valve that overlaps the cavity when moving up the plunger, an annular selection is made in the cylinder under the stroke limiter, spring-loaded outward and integrally made with the discharge valve m, the auxiliary cylinder provided with a smaller diameter additional piston.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к скважинным штанговым насосам, используемым для поднятия вязкой нефти на поверхность.The utility model relates to the oil and gas industry, in particular to well sucker rod pumps used to lift viscous oil to the surface.

Известен скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с всасывающим клапаном, полый плунжер с нагнетательным клапаном, размещенный в цилиндре и разделяющий его полость на всасывающую и нагнетательную полости, и отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера, при этом часть всасывающей полости цилиндра образована его внутренней поверхностью, охватывающей нижний конец плунжера и имеющей диаметр, превышающий диаметр наружной поверхности плунжера, а отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера выполнены в стенке нижнего конца плунжера (патент RU №2340792, МПК F04B 47/00, опубл. 10.12.2008).A well-known sucker-rod pump containing a cylinder with a suction valve, a hollow plunger with a discharge valve located in the cylinder and dividing its cavity into the suction and discharge cavities, and openings for periodically communicating the suction cavity of the cylinder with the plunger cavity, while a part of the suction cavity of the cylinder is formed by it the inner surface covering the lower end of the plunger and having a diameter greater than the diameter of the outer surface of the plunger, and the holes for periodic communication suction the cavity of the cylinder with the cavity of the plunger is made in the wall of the lower end of the plunger (patent RU No. 2340792, IPC F04B 47/00, publ. 10.12.2008).

Однако наличие на нижнем конце цилиндра внутренней полости, имеющей больший диаметр, чем у плунжера данного насоса, значительно увеличивает металлоемкость конструкции, следовательно, повышает стоимость изделия и снижает коэффициент полезного действия (КПД) установки, так как при нахождении бокового отверстия плунжера в зоне расширения цилиндра во время рабочего хода работа по поднятию жидкости не осуществляется. При работе с сильногазированными жидкостями (например, летучей нефтью или газоконденсатом) происходит резкое падение пластового давления, что нежелательно для освоения пласта. Кроме того, при необходимости обслуживания и/или ремонта насоса необходимо поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на обслуживание при работе с высоковязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы. А работа клапанов только под действием собственного веса и потока жидкости с высоковязкими нефтями приводит к их быстрому выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении).However, the presence at the lower end of the cylinder of an internal cavity having a larger diameter than the plunger of this pump significantly increases the metal consumption of the structure, therefore, increases the cost of the product and reduces the efficiency (efficiency) of the installation, since when the lateral hole of the plunger is in the expansion zone of the cylinder during the working stroke, work to raise the liquid is not carried out. When working with highly carbonated liquids (for example, volatile oil or gas condensate), a sharp drop in reservoir pressure occurs, which is undesirable for reservoir development. In addition, if it is necessary to service and / or repair the pump, it is necessary to raise the plunger and cylinder with valves to the surface, which requires additional maintenance costs when working with high-viscosity oils containing paraffins, asphaltenes and resins. But the operation of the valves only under the influence of their own weight and fluid flow with highly viscous oils leads to their rapid failure (flooding of the valves and sticking in the upper - open position).

Наиболее близким аналогом является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с седлом, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной и подплунжерной камер и соединенный с колонной штанг, имеющей упор, нагнетательный клапан, подвижно расположенный на колонне штанг между упором и плунжером и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера, всасывающий клапан, сообщающий надплунжерную камеру с внутрискважинным пространством, и ограничитель хода вверх нагнетательного клапана, выполненный в виде цанги, установленной в колонне труб (патент RU №1588024, МПК F04B 47/02, опубл. 27.03.1996).The closest analogue is a borehole sucker rod pump containing a cylinder with a saddle connected with the upper part to the tubing string, a plunger placed in the cylinder with the formation of the supra-plunger and sub-plunger chambers and connected to the boom string having a stop, a discharge valve movably located on the string the rod between the stop and the plunger and made annular, with a diameter greater than the diameter of the plunger, a suction valve that communicates the above-plunger chamber with the downhole space, and will limit spruce up the discharge valve, made in the form of a collet installed in the pipe string (patent RU No. 1588024, IPC F04B 47/02, publ. 03/27/1996).

Однако размещение всасывающего клапана известного насоса на боковой поверхности цилиндра с малыми в поперечном сечении пропускными каналами из-за ограниченного внутренним диаметром скважины расстояния от наружной стенки цилиндра приводит к быстрой кольматации при работе с вязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы, после чего необходимо для обслуживания и/или ремонта насоса поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на спускоподъемные операции. Кроме того, нагнетательный и всасывающий клапаны работают только под действием собственного веса и потока жидкости, что при работе с высоковязкими нефтями приводит к быстрому их выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении). Также известный насос не может быть использован в скважинах со сложным, в том числе с наклонным и/или горизонтально-наклонным профилем из-за наличия шарикового самодействующего всасывающего клапана и не отцентрированного нагнетательного клапана, так как самодействующие клапаны в таких условиях работают ненадежно, а штанги располагаются с отклонением от центра цилиндра, что приведет к невозможности герметичного закрытия нагнетательного кольцевого клапана. При этом нагнетательный клапан для герметизации его подвижного соединения с колонной неполированных штанг необходимо использование специального герметизирующего узла, часто требующего обслуживания или замены.However, the placement of the suction valve of the known pump on the side surface of the cylinder with small cross-sectional passages due to the limited internal diameter of the borehole from the distance from the outer wall of the cylinder leads to rapid mudding when working with viscous oils containing paraffins, asphaltenes and resins, after which it is necessary maintenance and / or repair of the pump to lift the plunger and cylinder with valves to the surface, which requires additional costs for tripping. In addition, the discharge and suction valves operate only under the action of their own weight and fluid flow, which when working with high-viscosity oils leads to their rapid failure (flooding of the valves and sticking in the upper - open position). Also, the known pump cannot be used in wells with a complex, including with an inclined and / or horizontally inclined profile due to the presence of a self-acting ball suction valve and an uncentered discharge valve, since self-acting valves in these conditions work unreliably, and rods are located with a deviation from the center of the cylinder, which will lead to the impossibility of a tight closure of the discharge annular valve. In this case, the discharge valve for sealing its movable connection with the column of unpolished rods requires the use of a special sealing unit, often requiring maintenance or replacement.

Задачей настоящего предложения является создание надежного в работе за счет использования унифицированных деталей и простого в обслуживании насоса с высоким КПД и расширенными технологическими возможностями.The objective of this proposal is to create reliable operation through the use of standardized parts and an easy-to-maintain pump with high efficiency and advanced technological capabilities.

Техническим результатом, достигаемым полезной моделью, является высокая надежность за счет использования унифицированных деталей для герметизации подвижных соединений, возможность подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми принудительно закрывающимися и открывающимися клапанами и ограничителем хода, а также работы с высоковязкими нефтями и в скважинах со сложным профилем.The technical result achieved by the utility model is high reliability due to the use of standardized parts for sealing movable joints, the possibility of lifting during repair and / or servicing only a plunger with all forcibly closing and opening valves and a travel stop, as well as work with high-viscosity oils and in wells with a complex profile.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что плунжер выполнен полым, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным через дополнительный плунжер меньшего диаметра с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, в цилиндре выполнена кольцевая выборка под ограничитель хода, подпружиненный наружу и выполненный заодно целое с нагнетательным клапаном, снабженным дополнительным цилиндром меньшего диаметра под дополнительный плунжер.The problem is solved, and the technical result is achieved by the fact that the plunger is hollow, the suction valve is equipped with a pusher rigidly connected through an additional plunger of smaller diameter with a rod string and inserted into the plunger with the possibility of longitudinal movement, limited from above by the outer protrusion of the pusher, and from below by the suction valve , overlapping the plunger cavity when moving upward, an annular selection is made in the cylinder under the stroke limiter, spring-loaded outward and integral at the same time a discharge valve provided with the auxiliary cylinder of smaller diameter for the additional plug.

На фиг.1 изображен предлагаемый скважинный штанговый насос с цанговым ограничителем. На фиг.2 - разрез А-А насоса.Figure 1 shows the proposed borehole sucker rod pump with a collet limiter. Figure 2 is a section aa of the pump.

Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти содержит цилиндр 1 (фиг.1) с седлом 2, связанный верхней частью муфтой 3 с колонной насосно-компрессорных труб 4, полый плунжер 5, размещенный в цилиндре 1 с образованием надплунжерной камеры 6 и соединенный через дополнительный плунжер 7 меньшего диаметра с колонной штанг 8, имеющей упор 9, нагнетательный клапан 10, подвижно расположенный на дополнительном плунжере 7 между упором 9 и плунжером 5 и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера 5, всасывающий клапан 11, сообщающий надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 12, и подпружиненный ограничитель 13 хода вверх нагнетательного клапана 10, выполненный, например, в виде цанги. Всасывающий клапан 11 оснащен толкателем 14, жестко соединенным через дополнительный плунжер 7 с колонной штанг 8 и вставленным внутрь плунжера 5 с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом 15 толкателя 14, а снизу - всасывающим клапаном 11, перекрывающим полость 16 плунжера 5 при перемещении вверх. В цилиндре 1 выполнена кольцевая выборка 17 под ограничитель 13 хода, который подпружинен пружиной 18 (цангой) наружу и выполнен заодно целое с нагнетательным клапаном 10. Ограничитель 13 хода может быть расположен сверху нагнетательного клапана 10 (фиг.1 не показан) или снизу (фиг.1). Кроме того, нагнетательный клапан 10 оснащают дополнительный цилиндром 19 меньшего диаметра под дополнительный плунжер 7 для обеспечения надежного и долговечного подвижного, герметичного соединения между ними. Для надежной и герметичной посадки нагнетательного клапана 10 в седло 2 при работе в сильно наклонных (более 75° от вертикали) или горизонтальных скважинах 20 (на фиг.1 показана условно) нагнетательный клапан 10 может быть дополнительно защищен от смещения от оси цилиндра 1 при помощи цетраторов 21 (фиг.2).The downhole sucker rod pump for producing viscous oil contains a cylinder 1 (Fig. 1) with a seat 2, connected by the upper part of the sleeve 3 to the tubing string 4, a hollow plunger 5, placed in the cylinder 1 with the formation of a plunger chamber 6 and connected through an additional plunger 7 of smaller diameter with a column of rods 8 having an abutment 9, a discharge valve 10 movably located on an additional plunger 7 between the abutment 9 and plunger 5 and made annular, with a diameter exceeding the diameter of the plunger 5, a suction valve 11 communicating with an up-plunger chamber 6 with a downhole space 12, and a spring-loaded limiter 13 of the upward stroke of the discharge valve 10, made, for example, in the form of a collet. The suction valve 11 is equipped with a pusher 14, rigidly connected through an additional plunger 7 with a column of rods 8 and inserted into the plunger 5 with the possibility of longitudinal movement limited from above by the outer protrusion 15 of the pusher 14, and from the bottom by a suction valve 11 that overlaps the cavity 16 of the plunger 5 when moving up . An annular selection 17 is made in the cylinder 1 under the stroke limiter 13, which is spring-loaded outwardly spring 18 (collet) and integrally formed with the discharge valve 10. The stroke limiter 13 can be located on top of the discharge valve 10 (not shown in Fig. 1) or from below (Fig. .one). In addition, the discharge valve 10 is equipped with an additional cylinder 19 of smaller diameter for an additional plunger 7 to provide a reliable and durable movable, tight connection between them. For a reliable and tight fit of the pressure valve 10 into the seat 2 when working in highly deviated (more than 75 ° from the vertical) or horizontal wells 20 (shown in FIG. 1 conventionally), the pressure valve 10 can be additionally protected against displacement from the axis of the cylinder 1 by centrators 21 (figure 2).

Описываемый насос работает следующим образом.The described pump operates as follows.

В скважину 20 (фиг.1) на колонне труб 4 спускают цилиндр 1 с седлом 2 в необходимый интервал установки. Затем в колонну труб 2 на колонне штанг 8 и дополнительном плунжере 7 спускают плунжер 5 с толкателем 14, клапаном 11 и клапаном 10 с ограничителем 13 его хода до входа плунжера 5 в цилиндр 1 и попадания ограничителя 13 хода нагнетательного клапана 10 в кольцевую выборку 17 под действием веса колонны штанг 8 и при помощи упора 9, опирающегося сверху на нагнетательный клапан 10, для сжатия пружины 18. Спуск колонны штанг 8 осуществляют до взаимодействия нагнетательного клапана 10 с седлом 2 цилиндра 1, что отмечается на индикаторе веса (не показан) на устье скважины 20 снижением веса колонны штанг 8. После чего на устье скважины колонну штанг 8 присоединяют к приводу (например, станок-качалка или цепной привод - не показан), который придает колонне штанг 8 возвратно-поступательное движение, передающееся через дополнительный плунжер 7 и толкатель 14 на плунжер 5. При перемещении колонны штанг 8 вверх относительно цилиндра 1 всасывающий клапан 11 перекрывает полость 16 плунжера 5 и тянет его вверх за колонной штанг 8. В результате в надплунжерной камере 6 создается избыточное давление по отношению к столбу вязкой нефти, находящемуся в колонне труб 4. Нагнетательный клапан 10 под действием перепада давлений открывается - поднимается над седлом 2 цилиндра 1, и вязкая нефть из надплунжерной камеры 6 поступает в колонну труб 4. Во время своего подъема нагнетательный клапан 10 упирается ограничителем 13 хода в верхний край 22 кольцевой выборки 17 и останавливается, в то время как колонна штанг 8 перемещается вверх. При перемещении колонны штанг 8 вниз относительно цилиндра 1 нагнетательный клапан 10 под действием собственного веса и плотной посадки дополнительного плунжера 7 в дополнительном цилиндре 19 вместе с колонной штанг 8 принудительно опускается к седлу 2 цилиндра 1 и закрывается, перекрывая сообщение между колонной труб 4 и надплунжерной камерой 6 и дополнительно прижимаясь к седлу 2 при помощи столба вязкой нефти в колонне труб 4. Одновременно всасывающий клапан 11 перемещается вниз вместе с толкателем 14 и плунжером 5. Затем под действием создаваемого разряжения в надплунжерной камере 6 плунжер 5 останавливается, а всасывающий клапан 11 с колонной штанг 8 перемещается вниз и принудительно открывает полость 16 плунжера 5, сообщая надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 12. После чего наружный выступ 15 толкателя 14 упирается в плунжер 5 (например, через упор-центратор 23) и перемещает его с колонной штанг 8 вниз относительно цилиндра 1. Вязкая нефть через полость 16 плунжера 5 снизу цилиндра 1 перетекает в надплунжерную камеру 6, заполняя ее. Далее возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 8 продолжается. В результате вязкая нефть по колонне труб 4 поднимается на поверхность (не показана). Поджатый пружиной 18 наружу центрирует расположение клапана 10 относительно цилиндра 1, исключая неплотное его закрытие при работе насоса в скважинах со сложным профилем (например: наличие искривленных, наклонных и/или наклонно-горизонтальных участков), когда штанги 7 могут располагаться при работе несоосно с цилиндром 1.In the well 20 (Fig. 1), on the pipe string 4, the cylinder 1 with the saddle 2 is lowered into the required installation interval. Then, into the pipe string 2 on the rod string 8 and the additional plunger 7, the plunger 5 is lowered with a pusher 14, a valve 11 and a valve 10 with a stroke limiter 13 until the plunger 5 enters the cylinder 1 and the stroke limiter 13 of the discharge valve 10 enters the ring sample 17 under the weight of the rod string 8 and using the stop 9, resting on top of the discharge valve 10, to compress the spring 18. The rod string 8 is lowered before the discharge valve 10 interacts with the seat 2 of the cylinder 1, which is indicated on the weight indicator (not shown) on the mouth ck the screws 20 by reducing the weight of the rod string 8. After that, at the wellhead, the rod string 8 is connected to a drive (for example, a rocking machine or chain drive - not shown), which gives the rod string 8 a reciprocating movement transmitted through an additional plunger 7 and a pusher 14 to the plunger 5. When moving the column of rods 8 upward relative to the cylinder 1, the suction valve 11 closes the cavity 16 of the plunger 5 and pulls it up behind the column of rods 8. As a result, an overpressure is created in the overplunger chamber 6 with respect to the column viscous oil located in the pipe string 4. The pressure valve 10 opens by the differential pressure - rises above the seat 2 of the cylinder 1, and the viscous oil from the plunger chamber 6 enters the pipe string 4. During its lifting, the pressure valve 10 rests against the travel stop 13 the upper edge 22 of the ring sample 17 and stops, while the column of rods 8 moves up. When the column string 8 is moved downward relative to the cylinder 1, the discharge valve 10 under the influence of its own weight and the tight fit of the additional plunger 7 in the secondary cylinder 19 together with the column 8 is forcibly lowered to the seat 2 of the cylinder 1 and closes, blocking the message between the pipe string 4 and the plunger chamber 6 and additionally pressing against the seat 2 using a column of viscous oil in the pipe string 4. At the same time, the suction valve 11 moves down together with the pusher 14 and the plunger 5. Then, under the action of creating the discharge in the supra-plunger chamber 6, the plunger 5 stops, and the suction valve 11 with the column of rods 8 moves down and forcibly opens the cavity 16 of the plunger 5, communicating the plunger chamber 6 with the downhole space 12. After that, the outer protrusion 15 of the pusher 14 abuts the plunger 5 (for example , through the stop-centralizer 23) and moves it with the rod string 8 downward relative to the cylinder 1. Viscous oil through the cavity 16 of the plunger 5 from the bottom of the cylinder 1 flows into the above-plunger chamber 6, filling it. Next, the reciprocating movement of the column rod 8 continues. As a result, viscous oil rises to the surface (not shown) along the pipe string 4. Preloaded by the spring 18 outwards, the valve 10 is positioned relative to the cylinder 1, excluding its leaky closure when the pump is operating in wells with a complex profile (for example: the presence of curved, inclined and / or inclined horizontal sections), when the rods 7 can be misaligned with the cylinder during operation one.

Благодаря принудительному закрытию и открытию клапанов 10 и 11 возможность их выхода из строя (не герметичного закрывания или не открывания из-за всплытия и/или залипания) снижается до трех раз (что было выявлено при стендовых испытаниях).Due to the forced closing and opening of valves 10 and 11, the possibility of their failure (not tight closing or not opening due to ascent and / or sticking) is reduced to three times (which was revealed during bench tests).

Использование для герметизации подвижного соединения дополнительных плунжера 7 и цилиндра 19 из-за унификации со стандартными типоразмерами удешевляет изготовление насоса и делает это соединение надежным, так как ресурс плунжеров 5 и 7 и цилиндров 1 и 19 сопоставим.The use of additional plunger 7 and cylinder 19 for sealing the movable joint, due to standardization with standard sizes, reduces the cost of manufacturing the pump and makes this connection reliable, since the service life of plungers 5 and 7 and cylinders 1 and 19 are comparable.

При необходимости проведения ремонтных работ (до 95% случаев из-за выхода из строя клапанов 10, 11 и/или пружины 18 ограничителя 13 хода) или при плановом обслуживании насоса из скважины извлекают на колоне штанг 8 дополнительный плунжер 7, плунжер 5 с толкателем 14 и клапанами 10 и 11, преодолевая усилие пружины 18 ограничителя 13 хода для выхода его из кольцевой выборки 17 при помощи наружного выступа 15, упирающегося в клапан 10 снизу. При этом поднятие цилиндра 1 с колонной труб 4 не обязательно, что убыстряет, упрощает и удешевляет ремонтные работы и/или плановое обслуживание скважинного насоса.If it is necessary to carry out repair work (up to 95% of cases due to the failure of valves 10, 11 and / or spring 18 of the stroke limiter 13) or during scheduled maintenance of the pump, an additional plunger 7, plunger 5 with pusher 14 are removed from the borehole string 8. and valves 10 and 11, overcoming the force of the spring 18 of the limiter 13 of the stroke to exit it from the annular sample 17 using an external protrusion 15, abutting against the valve 10 from the bottom. At the same time, raising the cylinder 1 with the pipe string 4 is not necessary, which speeds up, simplifies and cheapens the repair work and / or scheduled maintenance of the well pump.

Таким образом, предлагаемый скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти надежен в работе из-за принудительно закрывающихся и открывающихся нагнетательного и всасывающего клапанов и из-за использования дополнительных плунжера и цилиндра для герметизации подвижного соединения, прост обслуживании и за счет возможности подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми клапанами и ограничителем хода и может быть использован при работе в скважинах со сложным профилем.Thus, the proposed borehole sucker rod pump for reliable production of oil is reliable due to forced closing and opening of the discharge and suction valves and due to the use of additional plunger and cylinder to seal the movable joint, easy maintenance and due to the possibility of lifting during repair and / or servicing only a plunger with all valves and a stroke limiter and can be used when working in wells with a complex profile.

Claims (1)

Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти, содержащий цилиндр с седлом, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной камеры и соединенный с колонной штанг, имеющей упор, нагнетательный клапан, подвижно расположенный на колонне штанг между упором и плунжером и выполненный кольцевым с диаметром, превышающим диаметр плунжера, всасывающий клапан, сообщающий надплунжерную камеру с внутрискважинным пространством, и подпружиненный ограничитель хода вверх нагнетательного клапана, отличающийся тем, что плунжер выполнен полым, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным через дополнительный плунжер меньшего диаметра с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, в цилиндре выполнена кольцевая выборка под ограничитель хода, подпружиненный наружу и выполненный заодно целое с нагнетательным клапаном, снабженным дополнительным цилиндром меньшего диаметра под дополнительный плунжер.

A viscous oil well sucker rod pump comprising a cylinder with a saddle connected with the top to a tubing string, a plunger placed in the cylinder to form a superplunger chamber and connected to a rod string having a stop, a discharge valve movably located on the rod string between emphasis and plunger and made annular with a diameter greater than the diameter of the plunger, a suction valve that communicates the above-plunger chamber with the downhole space, and a spring-loaded travel stop px of the discharge valve, characterized in that the plunger is hollow, the suction valve is equipped with a pusher rigidly connected through an additional plunger of a smaller diameter to the rod string and inserted into the plunger with the possibility of longitudinal movement limited from above by the outer protrusion of the pusher, and from below by a suction valve that overlaps the cavity when moving up the plunger, an annular selection is made in the cylinder under the travel stop, spring-loaded outward and integrally made with the discharge valve m, the auxiliary cylinder provided with a smaller diameter additional piston.