Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта
WELL EQUIPMENT FOR PROCESSING THE BOTTOM ZONE OF FORMATION

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта.
Известна скважинная струйная установка, содержащая пакер, установленный на колонне труб струйный насос с активным соплом, камерой смешения, диффузором и каналом подвода пассивной среды и запорный элемент с седлом (Патент РФ №2059891, МКИ F04F 5/02, 10.05.1996).
Недостатком известного технического решения является невысокая надежность при перекачке жидкости с большим содержанием твердых частиц.
Наиболее близким по технической сущности к описываемому техническому решению является скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта, содержащее струйный насос, включающий в себя камеру смешения и сопло, подключенный к струйному насосу регулирующий клапан с системой управления, колонну насосно-компрессорных труб, сообщающую входной канал сопла струйного насоса с наземным силовым насосом (Патент РФ №2175718, МКИ Е21В 43/25, F15B 21/12, 10.11.2001).
Недостатком известного технического решения является невысокая надежность при перекачке жидкости с большим содержанием твердых частиц при ограниченных возможностях регулирования режима работы оборудования, что снижает область применения известного устройства.
Технической задачей изобретения является повышение надежности оборудования и расширение области его применения.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в скважинном оборудовании для обработки призабойной зоны пласта, состоящем из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления, в котором струйный насос включает в себя камеру смешения и сопло, входной канал сопла струйного насоса через колонну насосно-комперессорных труб соединен с наземным силовым насосом, выход камеры смешения струйного насоса соединен трубопроводом с наземной сепарационной системой, а подключенный к струйному насосу регулирующий клапан соединен каналом связи с системой управления, входной канал сопла струйного насоса дополнительно сообщается через регулирующий клапан с выходом камеры смешения, а система управления выполнена в наземном исполнении, при этом канал связи может быть выполнен в гидравлическом, электрическом или механическом исполнении.
На чертеже представлена схема скважинного оборудования для обработки призабойной зоны пласта, на котором приняты следующие обозначения: 1 - погружной струйный насос, 2 - камера смешения, 3 - сопло, 4 - входной канал сопла, 5 - выход камеры смешения, 6 - скважина, 7 - призабойная зона пласта, 8 - регулирующий клапан, 9 - система управления, 10 - колонна насосно-компрессорных труб, 11 - наземный силовой насос, 12 - канал связи, 13 - наземная сепарационная система, 14, 15, 16 - трубопроводы, 17 - дренажная линия, 18 - обратный клапан.
Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта содержит спущенный в скважину 6 погружной струйный насос 1, включающий камеру смешения 2 с соплом 3, входным каналом 4 и выходом камеры смешения 5, регулирующий клапан 8 с системой управления 9, колонну насосно-компрессорных труб 10, сообщающую входной канал сопла 4 струйного насоса 1 с наземным силовым насосом 11. Выход камеры смешения 5 через трубопровод 14 сообщается с наземной сепарационной системой 13, предназначенной для подготовки рабочей жидкости. Система управления 9 выполнена в наземном исполнении. Регулирующий клапан 8 соединен с наземной системой управления 9 через канал связи 12 с обеспечением возможности сообщения входного канала 4 сопла 3 с выходом камеры смешения 5 через регулирующий клапан 8.
Наземный силовой насос 11 соединен трубопроводом 15 с наземной сепарационной системой 13, предназначенной для подготовки рабочей жидкости. Наземная сепарационная система 13 подключена через трубопровод 16 к дренажной линии 17. Призабойная зона пласта 7 гидравлически связана с внутренней полостью скважины 6. Через обратный клапан 18 призабойная зона пласта 7 гидравлически связана с камерой смешения 2 струйного насоса 1.
Канал связи 8 может быть выполнен в виде дополнительной колонны насосно-компрессорных труб, как в известных технических решениях. К примеру, известны варианты, когда две колонны насосно-компрессорных труб спускают в скважину параллельно. Или, к примеру, известны варианты, когда две колонны насосно-компрессорных труб спускают в скважину концентрично с размещением одной колонны внутри второй колонны, с увеличенным диаметром проходного канала у второй колонны.
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено гидравлическим каналом связи, а регулирующий клапан 4 при этом выполнен с гидравлическим управлением.
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено электрическим каналом связи, в котором регулирующий клапан 4 имеет электроуправление.
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено механическим каналом связи. Регулирующий клапан 4 при этом имеет исполнение с механическим управлением.
Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта работает следующим образом.
Рабочую жидкость с помощью силового насоса 11 через колонну насосно-компрессорных труб 10 подают в погружной струйный насос 1, содержащий в своем составе камеру смешения 2, сопло 3, входной канал сопла 4 и выход камеры смешения 5. При таком режиме работы регулирующий клапан 8 находится в закрытом состоянии. Через входной канал сопла 4 погружного струйного насоса 1 рабочая жидкость поступает в сопло 3, где потенциальная энергия потока рабочей жидкости преобразуется в кинетическую энергию с обеспечение снижения статического давления в камере смешения 2. Из-за снижения статического давления в камеру смешения 2 поступает пластовый флюид из призабойной зоны пласта 7. Течение пластового флюида обусловлено тем, что призабойная зона пласта 7 гидравлически связана с внутренней полостью скважины 6, а через обратный клапан 18 призабойная зона пласта 7, соответственно, гидравлически связана с камерой смешения 2 погружного струйного насоса 1. На выходе камеры смешения 5 за счет расширения канала кинетическая энергия преобразуется в потенциальную энергию с обеспечением повышения статического давления и с обеспечением условий для течения смеси рабочей жидкости и пластового флюида. Далее смесь рабочей жидкости и пластового флюида через выход камеры смешения 5 и через дополнительный канал (трубопровод 14) поднимается из скважины 6 на поверхность. Трубопровод 14 сообщается с наземной сепарационной системой 13, предназначенной для подготовки рабочей жидкости. В сепарационной системе 13 происходит разделение смеси на фракции, к примеру, в гравитационном сепараторе в верхней части скапливается газ и нефтяная фракция, а в нижней части сепаратора скапливается вода и механические примеси. Нижняя часть наземной сепарационной системы 13 подключена через трубопровод 16 к дренажной линии 17, поэтому после сепарации пластового флюида и механических примесей в сепарационной системе механические примеси отводятся в дренажную линию 17, а очищенная рабочая жидкость вновь поступает в наземный силовой насос 11 по трубопроводу 15.
Входной канал сопла 4 погружного струйного насоса 1 сообщается с выходом камеры смешения 5 через регулирующий клапан 8. Система управления 9 выполнена в наземном исполнении. Регулирующий клапан 8 соединен с наземной системой управления 9 через канал связи 12 с обеспечением возможности для сообщения входного канала сопла 4 с выходом камеры смешения 5 через регулирующий клапан 8. Такое исполнение системы управления 9 позволяет проводить текущее обслуживание и ремонт (при необходимости) без подъема погружного оборудования, что повышает надежность всего комплекса оборудования в целом. При подаче управляющего сигнала на регулирующий клапан 8 имеется возможность его открыть и изменить режим работы оборудования. При открытом регулирующем клапане 8 часть рабочей жидкости через клапан 8 поступает в трубопровод 14, минуя камеру смешения 2, поскольку входной канал сопла 4 погружного струйного насоса 1 сообщается с выходом камеры смешения 5 через регулирующий клапан 8. Из-за уменьшения объемного расхода рабочей жидкости через сопло 3 снижается перепад давления при течении рабочей жидкости через сопло 3, что приводит к увеличению статического давления в камере смешения 2. При этом течение пластового флюида через обратный клапан 18 прекращается и обратный клапан 18 закрывается. Рабочая жидкость через регулирующий клапан 8 из колонны насосно-компрессорных труб 10 поступает в трубопровод 14, вытесняя все содержимое из этого трубопровода в наземную сепарационную систему 13, включая пластовый флюид с газом и механическими примесями, которые попали в трубопровод 14, когда оборудование работало на режиме с закрытым регулирующим клапаном 8.
Далее через канал связи 12 от наземной системы управления 9 подают управляющий сигнал на регулирующий клапан 8 и регулирующий клапан 8 переводят в закрытое состояние. Описанные рабочие циклы повторяются. Продолжительность рабочего цикла при закрытом регулирующем клапане 8 и продолжительность рабочего цикла при открытом регулирующем клапане 8 подбирают с учетом рабочих параметров скважины и условий для обработки призабойной зоны пласта, а также с учетом условий для добычи нефти. Описываемое техническое решение позволяет обрабатывать призабойную зону низкопроницаемого пласта и осуществлять добычу нефти сразу после обработки без замены погружного оборудования. Это расширяет область применения описываемого технического решения. При использовании регулирующего клапана 8, оснащенного наземной системой управления 9 и каналом связи 12, появляется возможность периодически включать струйный насос в режиме добычи нефти или в режиме промывки скважины для надежного удаления механических примесей из скважины, что особенно важно при использовании технологии гидравлического разрыва пласта, а также при добыче сланцевой нефти. При этом погружной струйный насос 1 можно оснастить камерой смешения 2 с увеличенным проходным сечением, что позволит надежно перекачивать жидкость с проппантом любого размера, без использования фильтров и, не допуская оседания твердой фазы в различных участках в скважине 6 или в трубопроводе 14.
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено гидравлическим каналом связи. Регулирующий клапан 8 при этом имеет исполнение с гидравлическим управлением. Например, может быть использовано известное техническое решение с гидроцилиндром для управления регулирующим клапаном 4 (см., например, патент РФ №2110722, МКИ F16K 3/18, С21В 9/12, 10.05.1998).
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено электрическим каналом связи. Регулирующий клапан 8 при этом имеет исполнение с электроуправлением. Например, может быть использовано известное техническое решение с электромагнитным узлом для управления регулирующим клапаном (см., например, патент РФ №2455549, F16K 31/02, 10.07.2012).
Возможно исполнение, где скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта оснащено механическим каналом связи. Регулирующий клапан 8 при этом имеет исполнение с механическим управлением. Например, может быть использовано известное техническое решение с колонной штанг для управления регулирующим клапаном (см., например, патент РФ №2490422, Е21В 28/00, 20.08.2013).
При реализации описанного технического решения создается более совершенная конструкция оборудования, что позволяет расширять диапазон регулирования и увеличивать область применения оборудования.