УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин для увеличения их продуктивности, а также для повышения нефтеотдачи пластов.

Известно устройство для обработки призабойной зоны скважины, включающее корпус с кабельной головкой, имплозионную камеру с датчиком гидравлического давления, управляемый впускной клапан с термопластичным спусковым стопором и спиральным электронагревателем, генератор возбуждения, блок акустических излучателей, блок управления амплитудой возбуждения акустических излучателей синхронно с депресионно-репрессионным колебательным процессом в скважине, при этом блок акустических излучателей выполнен с системой радиальных каналов между ними, сообщающихся со скважиной, внутренней полостью корпуса и входным отверстием имплозионной камеры, в котором установлен кольцевой спусковой стопор для впускного клапана, выполненный из термопластичного материала со встроенным в него спиральным электронагревателем (патент РФ №2180938, кл. Е 21 В 43/25, 28/00,1999 г.).

Наиболее значительным недостатком известного устройства является возможность его однократного применения, так как для повторной обработки призабойной зоны необходим подъем устройства на поверхность для перезарядки имплозионной камеры.

Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность, необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).

Кроме того, в патенте не указано, каким образом акустические излучатели могут быть сориентированы напротив перфорационных отверстий в обсадной колонне. Поэтому можно ожидать, что ни при каких условиях точно это не может быть выдержано, следует ожидать, что примерно половина энергии акустических колебаний будет рассеиваться на обсадной трубе, не проникая в прилегающий нефтяной пласт.

Известно техническое решение для динамического воздействия на нефтяной пласт, включающее сваб, совершающий возвратно-поступательные перемещения с помощью каната в насосно-компрессорной трубе (НКТ), с вычерпыванием из скважины скважинной жидкости и дополнительное динамическое воздействие на фильтр и пласт этой же жидкостью, осуществляемое путем подъема сваба на заданную высоту над уровнем жидкости в скважине и последующем сбросе его вместе со столбом жидкости, находящейся над свабом, на жидкость, находящуюся в скважине ниже сваба (патент РФ №2172392, кл. Е 21 В 43/00, 2000 г.).

Недостатком известного технического решения является его малая эффективность, поскольку при повышении давления (репрессии) в результате прямого гидроудара, имеющего максимальную амплитуду, подвижные частицы кольматанта будут переноситься вглубь пласта, в результате чего они оказываются вне зоны пониженного давления (депрессии), возникающей при обратном гидроударе, амплитуда которого ниже, чем прямого. По этой причине, этот способ целесообразно применять для очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, в которых подвижные частицы кольматанта удаляются из призабойной зоны вглубь ее, не загрязняя вторично призабойную зону скважины при работе скважины в режиме нагнетания. В случае добывающих скважин, оттесненные из призабойной зоны подвижные частицы кольматанта при работе скважины в режиме откачки флюида начнут перемещаться в призабойную зону скважины, приводя к снижению проницаемости прискважинной зоны нефтяного пласта. Кроме того, при подъеме сваба зона разрежения под ним будет заполняться газом, выделяющимся из всего объема нефти, находящейся в скважине, что приведет к созданию газовой подушки, частично демпфирующей гидроудар, создаваемый при падении сваба, что также снижает эффективность известного технического решения.

Известно устройство для возбуждения колебаний гидродинамического давления в добывающей скважине, включающее штанговый глубинный насос с гидроусилителем, представляющим собой цилиндрическую камеру с выпускным клапаном и поршнем, жестко связанным с плунжером насоса, а в стенке камеры гидроусилителя выполнены отверстия, периодически перекрывающиеся поршнем при его возвратно-поступательном движении (патент РФ №2175057, кл. Е 21 В 43/25, 1999 г.).

Недостатком известного устройства является ограниченность ресурса его работы. Это связано с тем, что скважинная жидкость, содержащая вынесенные из пласта частицы кольматанта, поступает в камеру гидроусилителя, откуда вытесняется поршнем гидроусилителя через выпускной клапан гидроусилителя, расположенный в нижней части устройства. Поскольку всасывающие клапаны насоса находятся значительно выше, то частицы кольматанта будут осаждаться на забой скважины, что с течением времени приведет к подъему слоя отложений частиц кольматанта до уровня выпускного клапана гидроусилителя, а затем и выше до уровня отверстий в стенке камеры гидроусилителя. В результате этого эффективность работы устройства уменьшится. Для очистки забоя скважины и камеры гидроусилителя от осевших частиц кольматанта потребуется подъем насоса с последующей промывкой забоя скважины и камеры гидроусилителя.

Кроме того, в известном устройстве нет возможности регулировать величину депресионно-репрессионного воздействия на ПЗП, поскольку отверстия в камере гидроусилителя, с помощью которых создается это воздействие, постоянно раскрыты.

Известно устройство для воздействия на призабойную зону пласта, включающее спускаемый на трубах полый корпус и гидравлически связанные с ним проточные цилиндрические камеры, установленные в корпусе перпендикулярно осевому направлению полого корпуса с осевым пересечением с его центральной осью, и каждая проточная камера снабжена последовательно размещенным центральным завихрителем потока жидкости, напорным соплом и выходной тороидальной вихревой камерой с выходным соплом, при этом торцовые поверхности проточных камер установлены с равным зазором относительно внутренней поверхности колонны скважин. При этом устройство выполнено с возможностью самопроизвольного вращения корпуса вместе с цилиндрическими проточными камерами вокруг своей оси в процессе работы (патент РФ №2175058, кл. Е 21 В 43/25, 28/00, 1999 г.).

Недостатком известного устройства является его сравнительно низкая эффективность, связана с тем, что в процессе обработки скважины при перемещении устройства вдоль интервала перфорации невозможно выполнить условия, обеспечивающие наиболее эффективное его использование. Так, например, при вращении корпуса вместе с размещенными на нем вихревыми камерами и при перемещении устройства вдоль интервала перфорации центральные пульсирующие области вихрей периодически накрывают входные отверстия перфорационных каналов скважины, доля времени, когда излучатель и входное отверстие находятся напротив друг друга, пропорционально произведению долей площади перфорационных отверстий на обсадной трубе и площади излучателей на боковой поверхности корпуса устройства. Оценивая эти доли величинами 0,2 и 0,5, соответственно, получим, что лишь 0,1 всего времени расположение соответствовало оптимальному, когда отверстия находятся напротив друг друга. В случае, если за счет принудительного вращения корпуса устройства предполагается, что удается сориентировать излучатели с входными отверстиями перфорационных каналов скважины, значительная часть энергии излучения также будет расходоваться нерационально, так как, учитывая реальные размеры перфорационных отверстий в 0,03-0,01 м, расположенных с шагом 0,5-0,3 м, представляется практически нереальным установить в этой же плоскости и излучатели. Если оценить линейную точность установки корпуса излучателя в 0,1 м, то вероятность их точного совпадения также не составляет 10-20%.

Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, а при ее недостаточности - повторение обработки, что удлиняет весь процесс обработки ПЗП.

Известно техническое решение для создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт с помощью, размещенных в колоннах насосно-компрессорных труб, внутри эксплуатационной колонны, по крайней мере, двух свабов, перемещающихся синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, за счет чего на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух НКТ в оппозитных направлениях (патент РФ №2181830, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 2000 г.).

Недостатком известного технического решения является техническая сложность его реализации, связанная с необходимостью размещения внутри эксплуатационной колонны двух НКТ и сложностью поддержания заданного режима движения свабов в течение продолжительного времени.

Существенным недостатком данного устройства является также ограниченность уровня очистки ПЗП, поскольку при плавной депрессии из нефтяного пласта в основном будут удаляться подвижные частицы кольматанта, не скрепленные со стенками скелета пласта, а частицы, скрепленные с поверхностью, в этих условиях удаляться не будут. Скрепленные частицы кольматанта, перекрывая живое сечение капилляров, будут, в свою очередь, задерживать подвижные частицы кольматанта, причем этот эффект с течением времени будет усиливаться, а следовательно, эффективность его работы будет снижаться. По этим причинам данное техническое решение имеет ограниченную область применения, а именно нефтяного пласта с трещиноватым коллектором.

Кроме того, поскольку свабы поднимаются принудительно, то есть скорость нарастания депрессии регулируется и, в принципе, возможно достижение условий, близких к обратному гидроудару, при обратном ходе, то есть опускание свабов происходит под действием силы тяжести, следовательно, достигаемый уровень репрессии незначителен.

Наиболее близким по технической сущности (прототипом), является устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее заглушенный в нижней торцовой части цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с клапаном, при этом входное отверстие снабжено фильтром, корпус насоса в нижней части снабжен шламонакопителем, а длина части насоса под входным отверстием выполнена большей, чем длина плунжера (патент РФ №2145380, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 1999 г.). Недостатком известного устройства является низкая эффективность, связанная с тем, что, вызывая отток загрязняющих частиц кольматанта из призабойной зоны скважины в межтрубное пространство, оно фактически не выводит наиболее крупные частицы из межтрубного пространства, так как фильтр препятствует их попаданию внутрь насоса, а следовательно, и их последующей подачи на устье скважины.

Отсутствует также возможность регулирования глубиной депрессии-репрессии, поскольку их амплитуда определяется объемом части камеры насоса, находящейся ниже входного отверстия, которая остается постоянной в процессе работы.

Вызываемая насосом имплозия будет развиваться преимущественно со стороны входного отверстия в насос, то есть имеет односторонний неосесимметричный характер, что также снижает эффективность обработки ПЗП в целом.

Кроме того, требование малости времени раскрытия входного отверстия, равного отношению диаметра входного отверстия (0,03-0,01 м) к скорости движения плунжера 0,3-1 м/с, что благоприятно для развития глубокой депрессии в ПЗП, должно сочетаться с необходимостью полного заполнения имплозионной камеры, образуемой под плунжером при его движении вверх, в тот же промежуток времени, поскольку в противном случае эффект депрессии на ПЗП будет снижаться.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет получения возможности регулирования амплитуды и частоты гидравлического воздействия на ПЗП. Поставленная цель достигается тем, что устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины включает заглушенный в нижней торцевой части цилиндрический корпус насоса, по крайней мере, с двумя входными отверстиями в верхней части, расположенньми на одном уровне и с равным шагом между собой, шламонакопитель в нижней части, и установленные в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения и образования под собой вакуумированного объема, по крайней мере, два плунжера, скрепленные между собой жестким элементом, с отверстием в верхней части и клапаном в донной части, оба плунжера имеют одинаковый диаметр, равный внутреннему диаметру корпуса, и разные длины, при этом верхний плунжер выполнен с длиной меньшей, чем длина насоса под входными отверстиями, длина жесткого элемента равна сумме длин плунжеров и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема, нижняя часть корпуса расположена ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной и выполнена с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр верхней части корпуса, и в ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом, по крайней мере, три продольные направляющие, выполненные в виде плоских ребер, при этом диаметр вписанной в них окружности равен диаметру плунжера.

Кроме того:

входные отверстия снабжены обратными клапанами;

нижний плунжер, со стороны донной части, снабжен лопастным винтом.

Выполнение устройства в виде последовательно расположенных плунжеров, с разными внутренними объемами, образующими поочередно под собой вакуумированные объемы, выполняющих функции имплозионных камер, позволяет регулировать величину амплитуды и длительность гидравлического удара, поскольку, при прочих равных условиях, они определяются объемом имплозионной камеры, которые образуют каждый из плунжеров (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г. с.26-47).

В случае установки двух плунжеров, скрепленных между собой жестким элементом, длина этого элемента равна сумме длин плунжеров, и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема, что обеспечивает возможность поступления жидкости из входных отверстий в вакуумированный объем, образующийся в нижней части цилиндрического корпуса и полного ее заполнения. Такой выбор длины жесткого элемента обеспечивает наличие гидравлической связи между входньми отверстиями и вакуумированным объемом в течение всего времени заполнения вакуумированого объема скважинной жидкостью.

Входные отверстия, по меньшей мере два или более, расположенные с равным шагом по цилиндрической образующей верхней части корпуса, позволяют обеспечить равномерный приток жидкости внутрь насоса и обеспечить близкое к симметричному направления распространения обратного и прямого гидроударов.

Расположение нижней части корпуса насоса ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной обеспечивает создание уплотнения между корпусом плунжера и внутренней цилиндрической поверхностью верхней части насоса при движении плунжеров вверх и создание в нижней части насоса разрежения.

Выполнение внутреннего диаметра нижней цилиндрической части корпуса больше внутреннего диаметра верхней цилиндрической части корпуса и плунжеров необходимо для того, чтобы жидкость, поступающая при обратном гидроударе (создании депрессии) через входные отверстия, получила возможность по кольцевой щели переместиться внутрь нижней части насоса, в вакуумированную его часть, играющую роль имплозионной камеры. Наличие такого перетока жидкости обеспечивает возможность реализации различных по амплитуде гидроударов в заданной последовательности.

Направляющие, установленные в нижней части корпуса вдоль внутренней цилиндрической образующей, выполненные в виде плоских ребер и с диаметром вписанной в них окружности с диаметром равным диаметру плунжеров, обеспечивают необходимую пространственную ориентацию плунжеров в процессе возвратно-поступательного движения.

Если количество плунжеров составляет три или более, длины жесткого элемента, соединяющего третий и последующие плунжера равны сумме длин вышерасположенного плунжера, длине наименьшего плунжера, равного длине нижней части корпуса, расположенной ниже уровня входных отверстий, и хода нижерасположенного плунжера за время заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема. Это соотношение длин следует из условия, что входное отверстие является закрытым, пока мимо него перемещается вышележащий плунжер, остается открытым в течение всего времени заполнения вакуумированного объема скважинной жидкостью и последующего перекрытия входного поперечного сечения нижней части корпуса, нижерасположенным плунжером.

Если на входных отверстиях установлены обратные клапана, то они, не препятствуя поступлению скважинной жидкости внутрь насоса при обратном гидроударе, в то же время препятствуют обратному истечению жидкости из насоса, как происходит в прототипе, то есть уровень репрессии, создаваемой при прямом гидроударе снижается, что способствует более интенсивному выносу частиц кольматанта из призабойной зоны скважины.

Наличие лопастного винта со стороны донной части нижнего плунжера позволяет при движении плунжера вниз, за счет создаваемого винтом перемешивания жидкости, размывать образующийся в шламонакопителе подвижный осадок из частиц кольматанта, что способствует его выносу насосом вместе со скважинной жидкостью к устью скважины.

На фиг.1 изображено устройство, разрез, на фиг.2 - разрез А - А на фиг.1.

Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны (фиг.1) включает цилиндрический корпус насоса, состоящий из верхней части 1 и нижней части 2 с диаметром, выполненным большим, чем диаметр верхней части. В верхней части корпуса 1 насоса выполнены, по крайней мере, два входных отверстия 3, расположенных на одном уровне и с равным шагом между собой и снабженных клапанами 4. В корпусе насоса установлены с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер 5 и плунжер 6, которые жестко скреплены между собой жестким элементом, например штангой 7. Длина этого элемента равна сумме длин плунжеров 5 и 6 и хода "Ah2" плунжера 6, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема. В верхней части плунжеров 5 и 6 выполнены соответственно отверстия 8 и 9, донная часть плунжера 5 снабжена клапаном 10, а донная часть плунжера 6 - клапаном 11 и лопастным винтом 12. Плунжеры 5 и 6 выполнены с одинаковым диаметром, соответствующим диаметру верхней части насоса 1, а длина плунжера 5 выполнена меньше длины плунжера 6. Нижняя часть корпуса 2 расположена ниже уровня входных отверстий 3 на длину плунжера 5. В ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом, по крайней мере, три продольные направляющие 13, выполненные в виде плоских ребер. Диаметр вписанной в них окружности (Dgo) выполнен равным диаметру плунжеров. Нижняя часть 2 корпуса насоса имеет большую длину, чем сумма длин плунжеров 5, 6 и штанги 7, а внутренний диаметр больше диаметра плунжера. Верхняя часть 1 корпуса насоса соединена с колонной насосно-компрессорных труб 14, а плунжер 5 соединен с колонной штанг 15. В нижней части корпуса 2, за пределами области нахождения нижнего плунжера 6 при возвратно-поступательном движении, расположен шламонакопитель 16, перекрытый снизу заглушкой 17.

Устройство работает следующим образом.

Устройство размещают в нефтедобывающей скважине (на фиг.1 не показана) с упором на забой. Исходное положение: донная часть нижнего плунжера 6 находится выше отверстий 3, все внутренние полости верхней части 1 и нижней части 2 корпуса насоса заполнены скважинной жидкостью. При ходе колонны штанг 15, связанных с ней плунжеров 5 и 6 и соединительной штанги 7 вниз открываются обратные клапаны 10 и 11 и скважинная жидкость, заполняющая нижнюю часть 2 корпуса насоса, последовательно проникает во внутреннюю полость плунжеров 6 и 5, и через отверстия 9 и 8 поступает в пространство между плунжерами и над верхним плунжером 5. Лопастной винт 12 вращаясь, перемешивает скважинную жидкость вместе с осевшими частицами кольматантов, которые вместе со скважинной жидкостью поступают во внутреннюю полость плунжеров 5 и 6, препятствуя их накоплению в шламонакопителе 16. Заглушка 17 не дает выдавливаться скважинной жидкости из нижней части корпуса насоса. При ходе колонны штанг 15 и связанных с ней плунжеров 5, 6 и соединительной штанги 7 вверх закрываются обратные клапаны 10 и 11 и скважинная жидкость подается в колонну насосно-компрсссорных труб 14. В те моменты времени, когда входные отверстия 3 перекрыты плунжерами 5 и 6, поступления жидкости из межтрубного пространства во внутреннюю полость насоса не происходит. В корпусе насоса, поочередно под каждым движущимся плунжером 5 и 6, перекрывающим входные отверстия 3, происходит разрежение, то есть образуются вакуумированныс полости с объемом примерно равным объему соответствующих плунжеров, выполняющих роль имплозионных камер. При пересечении донной частью плунжеров 5 и б плоскости входных отверстий, скважинная жидкость устремляется из межтрубного пространства скважины внутрь корпуса насоса. В призабойной зоне создается депрессия, которое сопровождается выносом загрязнений из призабойной зоны в скважину. Если интервал времени раскрытия входных отверстий 3 мал и составляет десятые и сотые доли секунды, то развивается обратный гидравлический удар. Вслед за обратным гидравлическим ударом, в результате отражения волны сжатия внутри насоса, межтрубного пространства и призабойной зоны скважины, возникает прямой гидравлический удар, приводящий к репрессии (росту давления в этих областях). Частицы загрязнения (кольматанты), проникшие внутрь насоса сквозь отверстия 3, накапливаясь в шламонакопителе 16, удаляются из него с помощью лопастного винта 12 и плунжеров 5 и 6. Постоянное удаление частиц кольматанта из шламонакопителя 16 продлевает период работы оборудования без подъема на поверхность. Очистка межтрубного пространства в районе расположения отверстий 3 от крупных частиц кольматантов производится путем подачи вытесняющей жидкости с высокими шламоудерживающими свойствами, например раствором карбоксилметилцсллюлозы, со стороны устья скважины в межтрубное пространство и далее через входные отверстия насоса 3 внутрь насоса, при расположении всех плунжеров 5 и 6 ниже уровня входных отверстий 3.

Применение предложенного устройства позволяет заданным образом регулировать количество обратных гидравлических ударов (депрессий) и амплитуду (интенсивность) этих воздействия. Например, варьируя скоростью движения колонны штанг 15, можно изменять время раскрытия входных отверстий насоса, а значит переходить от режима гидравлического удара (быстрое раскрытие входных отверстий) к режиму плавного создания депрессии (медленное раскрытие входных отверстий). Изменяя внутренний объем плунжеров, можно варьировать амплитуду гидроудара или уровень депрессии, в обоих случаях, увеличение внутреннего объема плунжера приводит к возрастанию воздействия.

Изменяя число плунжеров, их длину и последовательность их расположения, можно регулировать динамику депресионно-рспрессионного воздействия. Например, если необходимо чтобы амплитуда воздействия последовательно возрастала и, при этом, репрессионное воздействие было ослабленным, необходимо установить обратные клапаны 4, а длины плунжеров (вакуумируемые объемы) должны возрастать, считая сверху вниз. Если наоборот, необходимо постепенное уменьшение воздействие, с полным репрессионным воздействием, то клапаны 4 не устанавливаются, а длины плунжеров, наоборот уменьшаются, считая сверху вниз.

Применение предложенного технического решения позволяет эффективно использовать имеющееся насосное оборудование, возбуждая регулируемое в широких пределах переменное гидродинамическое воздействие на пласт, от гидроудара до плавного депрессионно-репрессионного воздействия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин для увеличения их продуктивности, а также для повышения нефтеотдачи пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности регулирования амплитуды и частоты гидравлического воздействия на призабойную зону пласта. Сущность изобретения: устройство включает заглушенный в нижней торцевой части цилиндрический корпус насоса с входными отверстиями в верхней части и шламонакопителем в нижней части и установленные в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения и образования под собой вакуумированного объема по крайней мере два плунжера. Плунжеры скреплены между собой жестким элементом. Плунжеры имеют одинаковый диаметр и разные длины. Верхний плунжер выполнен с длиной, меньшей, чем длина насоса под входными отверстиями. Длина жесткого элемента равна сумме длин плунжеров и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема. Нижняя часть корпуса расположена ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной. Она выполнена с внутренним диаметром, большим, чем внутренний диаметр верхней части корпуса. В ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом по крайней мере три продольные направляющие. Они выполнены в виде плоских ребер. При этом диаметр вписанной в них окружности выполнен равным диаметру плунжера. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины включает заглушенный в нижней торцевой части цилиндрический корпус насоса, по крайней мере, с двумя входными отверстиями в верхней части, расположенными на одном уровне и с равным шагом между собой, шламонакопитель в нижней части и установленные в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения и образования под собой вакуумированного объема, по крайней мере, два плунжера, скрепленные между собой жестким элементом, с отверстием в верхней части и клапаном в донной части, оба плунжера имеют одинаковый диаметр, равный внутреннему диаметру корпуса, и разные длины, при этом верхний плунжер выполнен с длиной меньшей, чем длина насоса под входными отверстиями, длина жесткого элемента равна сумме длин плунжеров и хода нижерасположенного плунжера, определяемого временем заполнения скважинной жидкостью вакуумированного объема, нижняя часть корпуса расположена ниже уровня входных отверстий на длину плунжера с наименьшей длиной и выполнена с внутренним диаметром, большим, чем внутренний диаметр верхней части корпуса, и в ней вдоль цилиндрической образующей корпуса установлены с равным шагом, по крайней мере, три продольные направляющие, выполненные в виде плоских ребер, при этом диаметр вписанной в них окружности равен диаметру плунжера.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что входные отверстия снабжены обратными клапанами.3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что нижний плунжер, со стороны донной части, снабжен лопастным винтом.