СПОСОБ ДОБЫЧИ ОДНОПЛАСТОВОГО СКВАЖИННОГО ФЛЮИДА И НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF PRODUCTION OF SINGLE-FORMATION BOREHOLE FLUID AND PUMPING AND EJECTING UNIT FOR ITS IMPLEMENTATION

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, и может быть использована для добычи флюида, преимущественно с повышенным содержанием газа, из однопластовой скважины.
Известен способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами, включающий эксплуатацию нефтяной скважины электроцентробежным насосом и связанным с ним струйным насосом, последний установлен на насосно-компрессорных трубах выше установившегося динамического уровня, который при прохождении через него добываемой нефти откачивает газ из межтрубного пространства скважины (Патент RU №2081998 С1. Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами. - МПК: E21B 43/00. - 20.06.1997).
Известна насосно-эжекторная установка для добычи нефти, включающая последовательно расположенные погружной электродвигатель, центробежный сепаратор механических примесей со шнеком с переменным шагом в виде втулки с лопастями, снабженный, как минимум, одной насосной ступенью, установленной на входе, центробежный насос и струйный насос, к приемной камере которого подведена соединительная трубка для откачки отделенных частиц из сепаратора (Патент RU №138787 U1. Погружная насосно-эжекторная установка для добычи нефти. - МПК: F04D 13/08. - 20.03.2014).
Известна струйная скважинная насосная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб с установленными на ней верхним пакером выше верхнего пласта, нижним пакером между верхним и нижним пластами скважины и струйным насосом, сопло последнего со стороны входа в него сообщено с колонной труб ниже струйного насоса и с наружной стороны - с верхним пластом. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб присоединен центробежный насос. Нижний пакер расположен не более 10 м ниже подошвы верхнего пласта, а верхний пакер - не более 10 м выше его кровли (Патент RU №2278996 C1. Струйная скважинная насосная установка. - МПК: F04F 5/54. - 20.03.2014).
Недостатком известных технических решений является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе центробежного насоса, приводящей к вспениванию нагнетаемой жидкости и колебанию давления на входе в сопло струйного насоса, и, как следствие, к отключению установки.
Наиболее близким аналогом заявляемой группы технических решений является способ добычи нефти, включающий откачку продукции из пласта в скважину, частичную сепарацию свободного газа от жидкости и поступление части свободного газа в затрубное пространство, диспергирование газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием, последующее поступление газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием в насос и нагнетание ее в сопло струйного аппарата струей, которой придают форму, предотвращающую звуковое запирание сопла, эжектирование струйным аппаратом части продукции скважины в насосно-компрессорные трубы с поступлением части свободного газа из затрубного пространства и регулированием давления газа в затрубном пространстве, и подъем газожидкостной смеси на поверхность. Известно устройство для осуществления вышеописанного способа, содержащее спущенные в скважину на насосно-компрессорных трубах насос и струйный аппарат, снабженный соплом диафрагменного типа. Выше струйного аппарата на насосно-компрессорных трубах установлен перепускной клапан. На входе в насос установлен газосепаратор-диспергатор (Патент RU №2274731 C2. Способ добычи нефти и устройство для его осуществления. - МПК: E21B 43/00, F04F 5/54. - 20.04.2006). Данные технические решения приняты за прототипы.
Недостатком известных технических решений, принятых за прототипы, является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе центробежного насоса, приводящей к вспениванию нагнетаемой жидкости и колебанию давления на входе в сопло струйного насоса, и, как следствие, к отключению установки, что снижает эффективность добычи и отрицательно влияет на срок службы электропривода центробежного насоса.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.
Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе добычи однопластового скважинного флюида, включающем откачку пластового флюида центробежным насосом из забоя в устье скважины, вначале которой флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают центробежным насосом по трубе в сопло жидкоструйного эжектора, последний устанавливают на колонне насосно-компрессорных труб выше динамического уровня скважинного флюида, затем эжектором одновременно с сепарированной жидкостью отсасывают газ из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб, согласно предложенному техническому решению сепарированную жидкость нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока, а добычу скважинного флюида производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора с учетом глубины динамического уровня скважинного флюида, при этом проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорционально дебиту и объему газа и обратно пропорционально глубине динамического уровня скважинного флюида.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной насосно-эжекторной установке для добычи однопластового скважинного флюида, содержащей спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах электроприводной центробежный насос и жидкоструйный эжектор, соединенные между собой трубой, на входе центробежного насоса установлен газовый сепаратор, а в канале подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру эжектора - обратный клапан, согласно предложенному техническому решению
на выходе центробежного насоса установлен ресивер с обратным клапаном, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту и объему газа и обратно пропорциональными глубине динамического уровня скважинного флюида, а центробежный насос выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора;
на колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен пакер с кабельным вводом выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторной установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявленные технические решения могут быть реализованы на предприятиях машиностроения из общеизвестных материалов и технологии и использованы на скважинах нефтедобывающей отрасли для добычи флюида из однопластовой скважины. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления предназначены для повышения эффективности добычи однопластового скважинного флюида. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности добычи однопластового скважинного флюида.
На фиг.1 схематично показана насосно-эжекторная установка для добычи однопластового скважинного флюида; на фиг.2 - то же, оснащенная пакером с кабельным вводом.
Сущность предложенного способа добычи однопластового скважинного флюида заключается в следующем.
Центробежный насос с жидкоструйным эжектором устанавливают в скважине на колонне насосно-компрессорных труб, причем жидкоструйным эжектором выше динамического уровня скважинного флюида, а на приеме центробежного насоса установлен газовый сепаратор. Затем производят откачку пластового флюида из забоя скважины в газовый сепаратор, в котором пластовый флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают ламинарным течением потока по трубе в сопло жидкоструйного эжектора. Одновременно с сепарированной жидкостью жидкоструйным эжектором отсасывают газ из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб. Добычу скважинного флюида производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления, создаваемого центробежным насосом, на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и потерю давления на работу жидкоструйного эжектора:
эцн
мнс
нкт
стр
Р≥m+m+p,
эцн
где Р - напор сепарированной жидкости, создаваемый центробежным насосом;
мнс
m - масса сепарированной жидкости в трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором;
нкт
m - масса газожидкостной смеси в колонне насосно-компрессорных труб;
cтр
p - потеря давления на работу жидкоструйного эжектора.
Проходное сечение сопла жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту и обратно пропорциональным глубине динамического уровня скважинного флюида и определяется по формуле
c
где S - площадь проходного сечения сопла жидкоструйного эжектора,
Q - дебит скважины,
Н - глубина динамического уровня скважинного флюида,
1
K - коэффициент пропорциональности.
Проходное сечение камеры смешения жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту и объему газа и обратно пропорциональным глубине динамического уровня скважинного флюида и определяется по формуле
к
где S - площадь проходного сечения камеры смешения жидкоструйного эжектора,
Q - дебит скважины,
V - объем газа в скважине,
Н - глубина динамического уровня скважинного флюида,
2
K - коэффициент пропорциональности.
Насосно-эжекторная установка для добычи однопластового скважинного флюида содержит спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3, последний герметично соединен с силовым кабелем 4, и жидкоструйный эжектор 5, соединенные между собой трубой 6. На входе центробежного насоса 2 установлен газовый сепаратор 7. В канале 8 подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства 9 скважины в приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 установлен обратный клапан 11. На выходе центробежного насоса 2 установлен ресивер 12 с обратным клапаном 13 (Фиг.1). Центробежный насос 2 выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб 1 и сепарированной жидкости по трубе 6 между центробежным насосом 2 и жидкоструйным эжектором 5 и потерю давления на работу жидкоструйного эжектора 5. Проходные сечения сопла 14 и камеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнены с размерами, прямо пропорциональными дебиту Q и объему газа V и обратно пропорциональными глубине Н динамического уровня скважинного флюида. Установка может быть снабжена пакером 16 с кабельным вводом, установленным на колонне насосно-компрессорных труб 1 выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства 9 скважины в приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 не более 10 м (Фиг.2).
Пример осуществления способа добычи однопластового скважинного флюида с помощью насосно-эжекторной установки для его осуществления.
эцн
нкт
мнс
стр
Пластовый флюид откачивают из забоя скважины в устье скважины центробежным насосом 2 с напором, задаваемым из условия распределения давления Р на подъем массы m газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб 1, массы m сепарированной жидкости по трубе 6 между центробежным насосом 2 и жидкоструйным эжектором 5 и потерю давления р на работу жидкоструйного эжектора 5 из условия:
эцн
мнс
нкт
стр
Р≥m+М+p.
c
Проходное сечение S сопла 14 жидкоструйного эжектора 5 выполнено прямо пропорциональным дебиту Q и обратно пропорциональным глубине H динамического уровня скважинного флюида и определяется по формуле
к
Проходное сечение Sкамеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнено прямо пропорциональным дебиту Q и объему V газа и обратно пропорциональным глубине H динамического уровня скважинного флюида и определяется по формуле
На входе в центробежный насос 2 в газовом сепараторе 7 производится сепарация газа от пластового флюида и выделенная часть газа отправляется в затрубное пространство 9, а сепарированная жидкость - в центробежный насос 2. При наличии в установке пакера 16 с кабельным вводом выделенная сепарацией часть газа отправляется в затрубное пространство 9 ниже пакера 16, образуя под ним газовую шапку. Из центробежного насоса 2 жидкость турбулентным течением потока перетекает в ресивер 12, в котором происходит сглаживание колебаний давления жидкости, вызываемых пульсирующей подачей и прерывистым потоком жидкости из центробежного насоса 2, и перетекает ламинарным течением через обратный клапан 13 ресивера 12 с напором по трубе 6 в сопло 14 жидкоструйного эжектора 5, установленного выше динамического уровня, и далее через приемную камеру 10 в камеру смешения 15 жидкоструйного эжектора 5. Одновременно с сепарированной жидкостью жидкоструйным эжектором 5 отсасывают газ из затрубного пространства 9 скважины через обратный клапан 11 по каналу 8 и приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 в колонну насосно-компрессорных труб 1. При наличии пакера 16 с кабельным вводом газ отсасывают из газовой шапки затрубного пространства 9 под пакером 16. Из камеры смешения 15 жидкоструйным эжектором 5 газожидкостная смесь флюида поднимается по колонне насосно-компрессорных труб 1 в устье скважины, где из скважинного флюида окончательно сепарируют газ, получая чистую продукцию. После выключения работы насосно-эжекторной установки газожидкостная смесь в колонне насосно-компрессорных труб 1 под воздействием собственного веса устремляется обратно в скважину и перекрывает обратный клапан 11 в канале 8 после жидкоструйного эжектора 5 и обратный клапан 13 ресивера 12 перед центробежным насосом 2.
Использование предлагаемых способа добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторной установки для его осуществления позволит повысить эффективность эксплуатации скважин и исключить сбои в работе насосно-эжекторной установки, особенно в скважине с повышенным содержанием газа.