СПОСОБ ДОБЫЧИ ФЛЮИДА ИЗ ДВУХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ И НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, и может быть использована для добычи нефти из двух пластов одной скважины, преимущественно с малым содержанием газа.

Известен способ добычи флюида из двух пластов одной скважины, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб по меньшей мере одного пакера для разобщения пластов скважины, жидкоструйного эжектора и центробежного насоса, откачку флюида из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно с флюидом из нижнего пласта откачивают флюид из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины.

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 С1, МПК F04F 5/54, опубл. 20.03.2014. Струйная скважинная насосная установка.) Данное техническое решение принято за прототип.

Недостатком известного технического решения является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе из 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 нефти и отрицательно влияет на срок службы электропривода центробежного насоса.

Основной задачей, на решение которой направлены заявляемые технические решения, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора при содержании в нефти газа менее 100 м³/т.

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин с содержанием в нефти газа менее 100 м³/т за счет исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе добычи нефти из двух пластов одной скважины, разобщенных пакером, включающем откачивание нефти из нижнего пласта центробежным насосом с подачей под давлением в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно с нефтью из нижнего пласта откачивают нефть из верхнего пласта по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины, согласно предложенному техническому решению нефть из нижнего пласта нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока нефти с малым содержанием газа, а откачивание нефти в устье скважины производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов по колонне насосно-компрессорных труб и на работу жидкоструйного эжектора, при этом проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной насосно-эжекторной установке для добычи нефти из двух пластов одной скважины, содержащей спускаемые в скважину на колонне насосно-компрессорных труб электроприводной центробежный насос с силовым кабелем, жидкоструйный эжектор, соединенный входом в сопло с трубой, в которой установлен обратный клапан, и по крайней мере один пакер с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины, согласно предложенному техническому решению,

на выходе центробежного насоса установлен ресивер, соединенный трубой с входом в сопло жидкоструйного эжектора, на выходе из ресивера установлен вышеупомянутый обратный клапан, а в канале подвода флюида из верхнего пласта скважины в приемную камеру эжектора установлен второй обратный клапан, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения прямо пропорциональными дебиту нижнего пласта и дебиту обоих пластов скважины соответственно;

на колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен дополнительный пакер с кабельным вводом на уровне выше канала подвода нефти из верхнего пласта скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторной установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения 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 использованы на скважинах для добычи нефти из двух пластов одной скважины с содержанием в нефти газа менее 100 м³/т. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные способ добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления предназначены для повышения эффективности добычи нефти. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности добычи нефти.

На фиг. 1 схематично показана насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины; на фиг. 2 - то же, оснащенная дополнительным пакером с кабельным вводом.

Сущность предложенного способа добычи нефти из двух пластов одной скважины заключается в следующем.

Добычу нефти из двух пластов I и II одной скважины, разобщенных пакером, ведут центробежным насосом с откачиванием нефти с малым содержанием газа (менее 100 м³/т) из нижнего пласта I ламинарным течением потока нефти по трубе в сопло жидкоструйного эжектора, последним одновременно откачивают нефть из верхнего пласта II по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины. Откачивание нефти производят центробежным насосом с напором, заданным из условия распределения давления на подъем масс нефти из нижнего пласта I скважины по трубе в сопло жидкоструйного эжектора и смеси нефти из обоих пластов I и II по колонне насосно-компрессорных труб в устье скважины и на работу жидкоструйного эжектора, который определяют из условия:

Р_эцн≥т_мнс+т_нкт+Р_стр,

где

Р_эцн - напор нефти, создаваемый центробежным насосом;

т_мнс - масса нефти между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором;

т_нкт - масса смеси нефти из обоих пластов I и II скважины в колонне насосно-компрессорных труб;

р_стр - потеря давления на работу жидкоструйного эжектора.

Проходное сечение сопла жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту Q₁ нижнего пласта I скважины, и определяется по формуле:

S_c=K₁·Q₁,

где

S_c - площадь проходного сечения сопла жидкоструйного эжектора,

Q₁ - дебит нижнего пласта I скважины,

K₁ - коэффициент пропорциональности.

Проходное сечение камеры смешения жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным сумме дебитов (Q₁+Q₂) обоих пластов I и II скважины, и определяется по формуле:

S_k=K₂·(Q₁+Q₂),

где

S_k - площадь проходного сечения камеры смешения жидкоструйного эжектора,

Q₁ - дебит нижнего пласта I скважины,

Q₂ - дебит верхнего пласта II скважины,

K₂ - коэффициент пропорциональности.

Насосно-эжекторная установка для добычи нефти из двух пластов одной скважины содержит спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3, последний герметично соединен с силовым кабелем 4 электропитания привода 3 центробежного насоса 2, жидкоструйный эжектор 5 и по крайней мере один пакер 6 с кабельным вводом, разобщающий нижний пласт I и верхний пласт II в затрубном пространстве 7. На выходе центробежного насоса 2 установлен ресивер 8, соединенный трубой 9 с входом в сопло 10 эжектора 5. На выходе из ресивера 8 установлен обратный клапан 11. В канале 12 подвода нефти из верхнего пласта II скважины в приемную камеру 13 эжектора 5 установлен второй обратный клапан 14 (Фиг. 1). Жидкоструйный эжектор 5 выполнен с проходным сечением сопла 10, прямо пропорциональным дебиту Q₁ нижнего пласта I скважины, и с проходным сечением камеры смешения 15, прямо пропорциональным дебиту обоих пластов I и II скважины. На колонне насосно-компрессорных труб 1 может быть установлен дополнительный пакер 16 с кабельным вводом на уровне выше канала 12 подвода нефти из верхнего пласта II скважины в приемную камеру 13 эжектора 5, исключающий возможную депрессию верхнего пласта I скважины (Фиг. 2).

Пример осуществления способа добычи нефти из двух пластов одной скважины с помощью насосно-эжекторной установки для его осуществления

Электроприводной центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3 и силовым кабелем 4, жидкоструйный эжектор 5 и по крайней мере один пакер 6 с кабельным вводом, разобщающий пласты скважины, устанавливают в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 1. Нефть с содержанием газа менее 100 м³/т откачивают одновременно из верхнего пласта II с дебитом Q₂=20 м³/сут и из нижнего пласта I с дебитом Q₁=60 м³/сут в устье скважины центробежным насосом 2 с напором Р_эцн=9,7 МПа, задаваемым из условия распределения давления Р_эцн на подъем массы т_мнс нефти из нижнего пласта I по трубе 9 в сопло 10 жидкоструйного эжектора 5 и массы т_нкт смеси нефти обоих пластов I и II скважины по колонне насосно-компрессорных труб 1 и потерю давления р_стр на работу жидкоструйного эжектора 5, из условия:

Р_эцн≥т_мнс+т_нкт+р_стр.

Для выполнения этого условия проходное сечение S_c сопла 10 жидкоструйного эжектора 5 выполнено с диаметром 3,8 мм, прямо пропорциональным дебиту Q₁ нижнего пласта I согласно формуле:

S_c=K₁·Q₁.

Проходное сечение S_k камеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнено с диаметром 5,4 мм, прямо пропорциональным дебиту (Q₁+Q₂) обоих пластов I и II скважины, согласно формуле:

S_k=K₂·(Q₁+Q₂).

Из центробежного насоса 2 нефть нижнего пласта I с содержанием газа менее 100 м³/т и дебитом Q₁=60 м³/сут турбулентным течением потока перетекает в ресивер 8, в котором происходит сглаживание колебаний давления нефти, вызываемых пульсирующей подачей и прерывистым потоком нефти из центробежного насоса 2, перетекает ламинарным течением через обратный клапан 11 ресивера 8 с напором Р_эцн=9,7 МПа по трубе 9 в сопло 10 с диаметром 3,8 мм жидкоструйного эжектора 5 и далее через приемную камеру 13 в камеру смешения 15 с диаметром 5,4 мм жидкоструйного эжектора 5. Одновременно с нефтью из нижнего пласта I жидкоструйным эжектором 5 откачивают нефть из верхнего пласта II с дебитом Q₂=20 м³/сут через затрубное пространство 7 скважины, обратный клапан 14 по каналу 12 и приемную камеру 13 жидкоструйного эжектора 5 в колонну насосно-компрессорных труб 1. Из камеры смешения 15 жидкоструйным эжектором 5 смесь нефти из обоих пластов I и II с дебитом 80 м³/сут поднимается с напором 5,0 МПа по колонне насосно-компрессорных труб 1 в устье скважины. После выключения работы насосно-эжекторной установки нефть из колонны насосно-компрессорных труб 1 под воздействием собственного веса устремляется обратно в скважину и перекрывает обратный клапан 14 в канале 12 после приемной камеры 13 жидкоструйного эжектора 5 и обратный клапан 11 ресивера 8 перед центробежным насосом 2.

Использование предлагаемых способа добычи нефти из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторной установки для его осуществления позволит повысить эффективность эксплуатации скважин с содержанием газа менее 100 м³/т и исключить сбои в работе жидкоструйного эжектора установки.