Струйный насос. Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

В настоящее время насосная добыча нефти на многих месторождениях России осложнена вследствие негативного воздействия различных факторов: низкого притока из пласта, повышенного газосодержания откачиваемой жидкости, сильного искривления ствола скважин, высоких температур и т.д. Наработка на отказ традиционных для нашей страны видов нефтепромыслового оборудования – установок погружных центробежных и штанговых глубинных насосов в этих условиях существенно снижается. Кроме того, низкодебитные скважины зачастую не удаётся освоить традиционным насосным оборудованием, и они переходят в бездействие.
Перспективным способом эксплуатации скважин в осложнённых условиях является добыча нефти установками гидроструйных насосов. Эти насосы надёжны, просты по конструкции, способны успешно работать при высоких температурах, газосодержаниях и мехпримесях. Недостатками гидроструйных насосов являются низкий КПД и необходимость монтажа во многих случаях силовой наземной насосной станции. Однако эти недостатки отходят на второй план в тех случаях, когда скважины не удаётся эксплуатировать другими способами. Кроме того, уже существуют технические решения, позволяющие устранить или в значительной степени снизить указанные недостатки.

3 ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

Патентная проработка проводилась глубиной 20 лет в областной библиотеке и библиотеке ТюмГНГУ. Наиболее схожие по принципу и конструкции изобретения представлены в рассмотренных ниже патентах и авторские свидетельствах.

3.1 Способ возбуждения скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промывке и очистке забоев скважин, а также при обработке призабойной зоны скважины.
Задачей изобретения является расширение области применения способа работы струйной установки путем сокращения материально-технических затрат, трудоемкости и времени реализации способа.
Решение поставленной задачи достигается тем, что обработку призабойной зоны скважины проводят в гидродинамическом кавитационном режиме в процессе эжектирования пассивной среды с забоя скважины, создавая кавитационные каверны у входа в камеру смешения струйного аппарата на границе между струёй рабочей жидкости и потоком эжектируемой пассивной среды.
В одном из вариантов осуществления способа решение поставленной задачи достигается тем, что струйный аппарат устанавливают на колонне сдвоенных насосно-компрессорных, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата. Подачу смеси сред на поверхность осуществляют по каналам колонны сдвоенных насосно-компрессорных труб и перемещают при этом струйный аппарат в интервале от кровли до подошвы пласта путем
спуска или подъема колонны сдвоенных насосно-компрессорных труб.
В третьем варианте выполнения способа для решения поставленной задачи часть потока рабочей жидкости направляют на размыв отложений твердой фазы на забое скважины.
Указанная совокупность отличительных признаков заявляемого изобретения позволяет решить поставленную задачу сокращения материально-технических затрат за счет совмещения операций обработки призабойной зоны скважины и эжектирования продукции. Кроме того, дробление (диспергирование) твердых частиц под воздействием кавитации предотвращает засорение камеры смешения механическими примесями, а измельченные частицы легче выносятся на поверхность потоком при меньших расходах жидкости. Тем самым расширяется также область применения способа.
На рисунке 3.1 представлена схема установки для осуществления способа, на рисунке 3.2 показан вариант выполнения скважинной части установки при спуске струйного аппарата на колонне сдвоенных насосно-компрессорных труб, а на рисунке 3.3 показан вариант проведения способа при спуске струйного насоса и размывочной головки на колонне сдвоенных труб.

Рисунок 3.1 - Схема промывки и обработки призабойной зоны
Установка для осуществления способа промывки и обработки призабойной зоны скважины содержит (см. рис. 1) колонну 1 насосно-компрессорных труб и установленный на колонне 1 насосно-компрессорных труб струйный аппарат 2 с активным соплом 3, спущенный в скважину 4, пакер 5 для разобщения затрубного пространства и пласта 6.


Рисунок 3.2 - Схема промывки и обработки призабойной зоны на сдвоенной колонне НКТ

В варианте выполнения системы скважинная часть установки содержит (рисунок 3.2) струйный аппарат 2 с соплом 3, спущенный на забой скважины 4 на колонне 7 сдвоенных насосно-компрессорных труб.
В другом варианте осуществления способа установка содержит струйный аппарат 2, состоящий из струйного насоса и размывочной головки 8, скомплектованных вместе в стальном круглом корпусе. При этом, часть потока рабочей жидкости направляют на размыв отложений твердой фазы 12 на забое скважины 4.

Рисунок 3.3 - Схема промывки и обработки призабойной зоны с
помощью размывочной головки 

Размывочная головка 8 содержит опорную пяту 9, клапан 10 и предназначена для размыва отложений твердой фазы 12 струёй воды, направленной через сопла 11 под большим давлением. Способ проводится в установке со специальными сдвоенными трубами 7.
Способ промывки и обработки призабойной зоны скважины согласно настоящему изобретению осуществляют следующим образом.
Установленный на колонне 1 насосно-компрессорных труб струйный аппарат 2 спускают в скважину 4. По колонне 1 насосно-компрессорных труб подают под давлением рабочую жидкость в сопло 3 струйного аппарата 2, создавая депрессию, вызывая приток из пласта 6 и эжектируя скважинную продукцию с забоя скважины 4. Подают смесь сред на поверхность и обрабатывают призабойную зону скважины в гидродинамическом кавитационном режиме.
При этом обработку призабойной зоны скважины проводят в процессе эжектирования пассивной среды с забоя скважины, создавая кавитационные каверны у входа в камеру смешения струйного аппарата 2 на границе между струёй рабочей жидкости и потоком эжектируемой пассивной среды. Разрыв кавитационных каверн приобретает колебательный характер. Схлопывание каверн сопровождается звуковыми волнами и сильными гидравлическими ударами, создавая высокую разрушающую силу, способствует дроблению твердых частиц под воздействием кавитации, предотвращая засорение камеры смешения механическими примесями.
В одном из вариантов реализации способа струйный аппарат 2 спускают на колонне 7 сдвоенных насосно-компрессорных труб. Сдвоенная труба представляет собой комплект, состоящий из двух труб, концентрично расположенных и закрепленных одна в другой. Нагнетание рабочей жидкости в сопло 3 струйного аппарата 2 и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны 7 сдвоенных насосно-компрессорных труб, что позволяет избежать подъема скважинной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны, отложений солей, гидратов, парафина и т.д.). При этом в процессе осуществления способа перемещают струйный аппарат 2 в интервале от кровли до подошвы пласта 6 путем спуска или подъема колонны 7 сдвоенных насосно-компрессорных труб, обрабатывая весь продуктивный интервал пласта.
В третьем варианте реализации способа спускают струйный аппарат 2 для размыва отложений твердой фазы на забое скважины 4, состоящий из струйного насоса и размывочной головки 8. При этом струйный насос спускают в скважину на специальной колонне 7 сдвоенных труб. Струйный аппарат 2 спускается в скважину 4 до тех пор, пока опорная пята 9 размывочной головки 8 не дойдет до отложений.
После установки на отложение опорная пята 9 приподнимается и двигает вверх толкатель, который поднимает шарик клапана 10, открывая доступ воде из верхней камеры в размывочную головку. Из размывочной
головки 8 вода, истекающая через сопла 11 с большой скоростью, ударяя в отложения, размывает грязь и разрушает их независимо от их крепости.
Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет, таким образом, сократить материально-технические затраты, трудоемкость и время реализации способа за счет совмещения операций обработки призабойной зоны пласта и эжектирования, предотвратить засорение камеры смешения мехпримесями за счет дробления (диспергирования) твердых частиц под воздействием кавитации, добиться измельчения частиц и облегчить условия подъема продукции скважины на поверхность.[ ]

3.2 Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, исследовании и эксплуатации скважин с помощью насосно-эжекторных систем.
Задачей изобретения является снижение материально-технических и трудовых затрат, а также расширение области применения технологического процесса освоения, исследования и эксплуатации скважин.
Решение поставленной задачи достигается тем, что перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, а при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают забойное давление по формуле
  (3.1)

где Рзаб – забойное давление,

Рнагн – давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины,
 – плотность рабочей жидкости,
g – ускорение свободного падения,
Н – глубина скважины,
Ртр – потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на
участке от устья до забоя скважины,
Qр – расход рабочей жидкости,
 – коэффициент расхода сопла струйного аппарата,
F – площадь выходного сечения сопла струйного аппарата
Таким образом, замерив давление нагнетания и расход рабочей жидкости, а также зная коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, можно рассчитать и оперативно контролировать при проведении технологического процесса забойное давление по формуле (3.1), что позволяет отказаться от дорогостоящих и трудоёмких работ с использованием каротажной станции.
В одном из вариантов осуществления способа решение поставленной задачи достигается также тем, что освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду, а после вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путём изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства

   (3.2)

где Q р – расход рабочей жидкости,
Q в – дебит пластовой воды,
Q н – дебит нефти,

вкр – критическая обводнённость, при которой происходит инверсия фаз водонефтяной эмульсии.
В случае выполнении неравенства (2) при эжектировании будет образовываться маловязкая, легко расслаивающаяся эмульсия типа «нефть в воде», что существенно облегчает условия подъёма продукции скважины и сепарации смеси на поверхности. При этом насос будет в течение всего процесса освоения, исследования и эксплуатации скважины нагнетать в сопло струйного аппарата отделённую сепаратором воду. Поэтому потери давления на трение Ртр будут минимальны, что также способствует удешевлению способа.
В третьем варианте выполнения способа для решения поставленной задачи струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб и контролируют при этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения

где Рзаб – забойное давление,
Рзатр – давление газа в затрубном пространстве на устье скважины,
Рг – увеличение давления за счёт собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня,
затр – плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя,
g – ускорение свободного падения,
Н – глубина скважины,
Ндин – динамический уровень жидкости.
Величина Рг находится по широко известной барометрической формуле, а значение затр может быть определено по соответствующим зависимостям из курса технологии и техники добычи нефти.
Указанные технологические операции позволяют избежать добычи скважинной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны, отложений парафина, солей, гидратов и т. д.).
Кроме того, дублирование замера забойного давления с использованием соотношения (3) и сопоставление Рзаб с величиной, определённой по формуле (1), даёт возможность провести диагностику состояния сопла струйного аппарата. В случае, если наблюдается существенная разница в значениях забойного давления, найденных по формулам (1) и (3), то это может быть вызвано, например, износом сопла и увеличением площади его проходного сечения в процессе эксплуатации. Следовательно, в данном случае правильным будет результат, полученный по соотношению (3). Если же разница в значениях забойного давления, определённых по формулам (1) и (3), невелика и находится в пределах погрешности замеров, то это свидетельствует о нормальном состоянии проточной части струйного аппарата.
Указанная совокупность отличительных признаков заявляемого изобретения позволяет решить поставленную задачу снижения материально-технических и трудовых затрат, расширив тем самым область применения способа.
На рисунке 3.4 представлена схема насосно-эжекторной системы для осуществления способа, а на рис. 3.5 показан вариант выполнения скважинной части установки при спуске струйного аппарата на колонне двойных насосно-компрессорных труб.

Рисунок 3.4 - Схема насосно-эжекторной системы

Насосно-эжекторная система для осуществления способа освоения, исследования и эксплуатации скважин содержит (см. рис. 3.4) струйный аппарат 1, спущенный на забой скважины 2, поверхностный насос 3 для нагнетания рабочей жидкости в сопло 4 струйного аппарата 1, создающего депрессию на пласт 5, сепаратор 6 газожидкостной смеси на устье скважины 2, дебитомер 7 пластовой жидкости, манометр 8 для замера давления нагнетания и расходомер 9 для измерения расхода рабочей жидкости. В состав системы входят также вентиль 10 на байпасной линии 11 насоса 3, задвижка 12, манометр 13 для замера устьевого давления Ру , пакер 14, выкидная линия 15 и влагомер 16.
В варианте выполнения насосно-эжекторной системы скважинная часть установки содержит (рисунок 3.5) струйный аппарат 1 с соплом 4, спущенный на забой скважины 2 на колонне двойных насосно-компрессорных труб 17, манометр 8, уровнемер 18 и манометр 19 на затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно- компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2.

 Рисунок 3.5 - Схема насосно-эжекторной системы на сдвоенной
 колонне НКТ

Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин согласно настоящему изобретению осуществляют следующим образом.
Перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла 4 струйного аппарата 1. Коэффициент расхода можно найти, например, путём несложных экспериментов на стенде. Затем струйный аппарат 1 спускают на забой скважины 2. Поверхностным насосом 3 нагнетают рабочую жидкость в сопло 4 струйного аппарата 1, создавая депрессию, вызывая приток из пласта 5 и эжектируя скважинную продукцию на поверхность. На устье скважины 2 газожидкостную смесь разделяют в сепараторе 6. Часть отделённой жидкости (рабочая жидкость) идёт на приём насоса 3 и нагнетается далее в струйный аппарат 1, а другая часть (пластовая жидкость, добытая из скважины) направляется в выкидную линию 15. Дебит пластовой жидкости замеряют дебитомером 7. Забойное давление на различных режимах контролируют следующим образом. При нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания манометром 8 и расход
рабочей жидкости расходомером 9. Забойное давление при этом рассчитывают по формуле (3.1).
В одном из вариантов способа освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду. После вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды с использованием дебитомера 7 и влагомера 16. При этом поддерживают путём изменения режима работы поверхностного насоса 3 (с помощью вентиля 10 на байпасной линии 11) и/или изменения устьевого давления Ру (с помощью задвижки 13) соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства (3.2).
В третьем варианте способа струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб 20. Нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата 1 и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб 20.
При этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины контролируют динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения (3.3).
Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет, таким образом, снизить материально-технические и трудовые затраты путем существенного упрощения и удешевления процесса контроля забойного давления, облегчения условий подъёма продукции скважины и сепарации смеси на поверхности, минимизации потерь давления на трение, своевременной диагностики состояния сопла струйного аппарата, а также предотвращения осложнений, связанных с добычей скважинной продукции по эксплуатационной колонне.[ ]