Скважинная насосная установка и способ ее эксплуатации

 

Сущность: установка содержит электроцентробежный насос, корпус (к) струйного насоса с полой втулкой ПВ, вставной струйный насос и колонну подъемных труб. ПВ выполнена съемной и снабжена двумя блоками уплотнительных элементов. Наружная поверхность ПВ выполнена в форме двухступенчатого цилиндра и удерживается в корпусе с помощью замкового устройства, которое жестко соединено с верхней ступенью ПВ, а вставной струйный насос снабжен блоками уплотнительных элементов с расположенными между ними каналами для подвода инжектируемой жидкости, фильтром рабочей жидкости и замкового устройства. 2 с.п., 7 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для подъема жидкости из скважин.

Известна скважинная насосная установка (СНУ), содержащая электроцентробежный насос (ЭЦН), струйный насос и колонну подъемных труб ("Проблемы нефти и газа Тюмени". Научно-технический сборник, 1973, вып.17, с.61-62). Недостатком указанной установки является стационарное размещение струйного насоса на колонне подъемных труб, что существенно затрудняет его ремонт. Способ эксплуатации указанной установки заключается в том, что освоение скважины производится совместно ЭЦН и струйным насосом, а эксплуатация осуществляется путем подачи жидкости от ЭЦН к струйному насосу, который инжектирует дополнительный объем жидкости из затрубного пространства и подает смешанный поток жидкости в подъемную трубу. Недостатком способа является сложность проведения операции освоения. Кроме того, коэффициент полезного действия (КПД) струйного насоса в большинстве случаев ниже расчетного значения, так как его рабочая характеристика выбирается для проектных значений исходных данных (производительность Q_эцн и напор Н_эцн, коэффициент продуктивности скважины К_прод). Фактические же значения этих параметров могут быть определены только после выхода скважины на установившийся режим работы. Это объясняется тем, что реальная характеристика ЭЦН в скважинных условиях существенно отличается от паспортной, а коэффициент продуктивности скважины может ухудшаться как в процессе эксплуатации, так и в результате проведенного ремонта.

Известна СНУ, включающая колонну подъемных труб, ЭЦН и установленный на выкиде ЭЦН корпус струйного насоса с подпружиненной полой втулкой, которая перекрывает каналы подвода инжектируемой жидкости во время освоения скважины, а струйный насос выполнен вставным и фиксируется в корпусе путем сбрасывания (авт. св. СССР N 1682535, кл. Е 21 И 43/00, 1991 г.).

Недостатком СНУ является стационарное расположение втулки в корпусе, так как устранение ее неисправности (негерметичность, заклинивание и т.п.) требует полного подъема погружного оборудования. Известный способ эксплуатации СНУ (авт. св. СССР N 1682535, кл. Е 21 В 43/00, 1991 г.) предусматривает спуск ЭЦН и корпуса струйного насоса с расположенной внутри полой втулкой на колонне подъемных труб, освоение скважины с помощью ЭЦН, фиксацию путем сбрасывания вставного струйного насоса и запуск СНУ в работу.

Недостатком способа является работа СНУ в области повышенного противодавления на струйный насос, что является следствием размещения струйного насоса на выкиде ЭЦН и ведет к снижению КПД СНУ. Отсутствует надежное согласование рабочих характеристик струйного насоса, ЭЦН и продуктивной характеристики скважины, поскольку для выбора рабочей характеристики струйного насоса вместо реальных параметров ЭЦН в скважинных условиях и индикаторной диаграммы скважины используются их проектные значения, что приводит к снижению УПД СНУ.

Фиксация струйного насоса в корпус путем сбрасывания является трудноосуществимой операцией, так как выполняется одновременно с герметичной посадкой насоса в корпус. Поскольку скорость движения насоса в подъемной трубе, наполненной жидкостью, будет небольшой из-за поршневого эффекта, то кинетической энергии падающего насоса будет явно недостаточно для преодоления силы сопротивления фиксирующего устройства и силы трения уплотнительных элементов, наличие которых обязательно для рассматриваемой компоновки погружного оборудования.

Способ не предусматривает дополнительного внешнего воздействия на вставной струйный насос с целью осуществления надежной посадки, равно как и возможности контроля фиксации насоса в корпусе. Способ не предусматривает также возможности повторных спуско-подъемных операций с вставным струйным насосом без полного подъема погружного оборудования.

Таким образом, рассматриваемый способ не позволяет достичь высокого КПД СНУ и характеризуется низкой надежностью выполнения отдельных операций, что снижает надежность способа в целом.

Задачей изобретения является повышение надежности и расширение эксплуатационных возможностей СНУ за счет совершенствования конструкции струйного насоса, а также повышение КПД СНУ благодаря включению новых операций, позволяющих повысить надежность согласования рабочих характеристик ЭЦН, струйного насоса и продуктивной характеристики скважины, а также обеспечить надежный запуск СНУ.

Повышение надежности и расширение эксплуатационных возможностей известной СНУ, включающей ЭЦН, корпус струйного насоса с размещенной внутри полой втулкой, колонну подъемных труб и вставной струйный насос, достигается тем, что корпус струйного насоса снабжен двумя посадочными узлами, между которыми расположены каналы подвода инжектируемой жидкости, а также кольцевой канавкой, размещенной над верхним посадочным узлом, полая втулка выполнена съемной и имеет форму двухступенчатого полого цилиндра, причем диаметр верхней ступени больше диаметра нижней ступени, при этом каждая ступень втулки снабжена блоком уплотнительных элементов, расположенных на наружной поверхности, а верхняя ступень жестко связана с замковым устройством, удерживающим полую втулку в корпусе струйного насоса, вставной струйный насос снабжен двумя блоками уплотнительных элементов с расположенными между ними каналами для подвода инжектируемой жидкости, фильтром рабочей жидкости и замковым устройством, удерживающим вставной струйный насос в корпусе.

Замковое устройство, которым снабжены полая втулка и вставной струйный насос, представляет собой корпус, снабженный вертикальными пазами, нижняя стенка которых выполнена наклонной к продольной оси корпуса, каналами для прохода жидкости и стопорной головкой, на котором соосно с возможностью продольного перемещения установлен патрубок, жестко соединенный с ловильной головкой и упругими элементами, причем последние снабжены фиксаторами и расположены в вертикальных пазах корпуса замкового устройства, фиксаторы выполнены в виде прямоугольного параллелепипеда, переходящего в треугольную прямую призму, при этом ее основания параллельны боковым стенкам вертикальных пазов корпуса замкового устройства, а боковые грани призмы образуют угол, равный удвоенному углу наклона нижней стенки вертикального паза к продольной оси замкового устройства.

Повышение КПД СНУ, эксплуатируемой с помощью известного способа, состоящего из операций спуска погружного оборудования, освоения скважины с помощью ЭЦН, спуска и фиксации вставного струйного насоса путем сбрасывания, запуска СНУ, достигается тем, что перед спуском погружного оборудования определяют оптимальную глубину спуска корпуса струйного насоса, освоение скважины ведут до получения установившегося режима работы скважины, затем определяют рабочую характеристику ЭЦН в скважинных условиях и индикаторную диаграмму скважины, на основании полученных данных выбирают оптимальную характеристику струйного насоса, с помощью канатного инструмента открывают замковое устройство, извлекают из корпуса струйного насоса полую втулку, спускают вставной струйный насос в корпус, закрывают замковое устройство, производят контроль фиксации вставного струйного насоса в корпусе и запускают СНУ в работу. Корпус струйного насоса устанавливают в скважине в интервале глубин от L_эцн до h_д + 200 таким образом, чтобы глубина струйного насоса L_стр соответствовала максимальному значению функции U f(L_стр), где U достижимый коэффициент инжекции струйного насоса для заданной глубины спуска; L_стр глубина спуска ЭЦН; h_д глубина динамического уровня при совместной работе ЭЦН и струйного насоса.

Открытие замкового устройства предусматривает спуск ловителя на канатном инструменте, удары инструмента по стопорной головке для перемещения корпуса замкового устройства вниз, захват ловильной головки и перемещение подвижного патрубка в верхнее положение, удары инструмента вверх и извлечение замкового устройства из корпуса струйного насоса.

Для закрытия замкового устройства соединяют стопорную головку замкового устройства с канатным инструментом при помощи срезного штифта, спускают инструмент в скважину, ударами инструмента вниз сажают замковое устройство в корпус струйного насоса, натяжкой канатного инструмента перемещают в верхнее положение корпус замкового устройства.

Контроль фиксации струйного насоса в корпусе производят натяжкой канатного инструмента с усилием, не превышающим усилие среза штифта, соединяющего стопорную головку замкового устройства с канатным инструментом. Освобождение последнего производят ударами вверх до срезания штифта.

На фиг. 1 представлена СНУ, содержащая колонну подъемных труб 1, ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса с посадочными узлами 4 и 5, каналами 6 и кольцевой канавкой 7, внутри которого установлена съемная втулка 8, выполненная в виде двухступенчатого полого цилиндра с уплотнительными элементами 9 и 10. Указанная форма наружной поверхности втулки 8 позволяет повысить надежность герметизации нижнего посадочного узла 4, поскольку уплотнительный элемент 9 нижней ступени втулки 8 не подвергается деформациям и износу при прохождении верхнего посадочного узла 5. Втулка 8 удерживается в корпусе 3 с помощью замкового устройства, которое состоит из корпуса 11, снабженного отверстиями 12, вертикальными пазами 13 и стопорной головкой 14, а также соосно размещенного патрубка 15, который снабжен упругими элементами 16 с размещенными на них фиксаторами 17 и ловильной головкой 18. Упругие элементы 16 расположены в вертикальных пазах 13 корпуса 11 с возможностью продольного перемещения, при этом ход патрубка 15 вниз ограничен наклонными нижними стенками вертикальных пазов 13, а ход вверх стопорной головкой 14. Фиксатор 17 является продолжением упругого элемента 16 и выполнен в виде прямоугольного параллелепипеда, который внизу заканчивается треугольной прямой призмой, при этом ее основания параллельны боковым стенкам вертикальных пазов 13, а боковые грани призмы образуют угол, равный удвоенному углу наклона нижней стенки вертикального паза 13 к продольной оси замкового устройства. Переход от фиксатора 17 к упругому элементу 16 выполнен в виде фаски, которая служит для создания кольцевой опорной поверхности при контакте фиксатора 17 с верхней фаской кольцевой канавки 7 при закрытом замковом устройстве. Закрытое положение замкового устройства характеризуется нижним положением патрубка 15 относительно корпуса 1, при этом фиксатор 17 находится в кольцевой канавке 7 корпуса 3 и удерживается в ней нижней стенкой вертикального паза 13. Открытое положение замкового устройства характеризуется верхним положением патрубка 15 относительно корпуса 1, при этом фиксаторы 17 благодаря упругости элементов 16 могут утапливаться в вертикальных пазах 13 при прохождении сужений, что позволяет вставлять и вынимать замковое устройство из корпуса 3.

На фиг. 2 представлена СНУ, содержащая колонну подъемных труб 1, ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса с посадочными узлами 4 и 5, каналами 6 и кольцевой канавкой 7, внутри которого установлены вставной струйный насос 8, снабженный фильтром 9, уплотнительными элементами 10 и 11, отверстиями 12, активным соплом 13, камерой смешения 14, диффузором 15 и жестко связанным с ним корпусом замкового устройства, конструкция которого аналогична представленному на фиг.1. На фиг.2 замковое устройство условно не показано.

СНУ работает следующим образом. Во время операции освоения скважины используется компоновка погружного оборудования, представленная на фиг.1.

ЭЦН 2 откачивает задавочную жидкость через внутреннюю полость втулки 8 и отверстия 12 замкового устройства в колонну подъемных труб 1, при этом каналы 6 корпуса 3 герметизированы с помощью уплотнительных элементов 9 и 10, расположенных в посадочных узлах 4 и 5. Втулка 8 удерживается в корпусе 3 замковым устройством, при этом фиксаторы 17 размещены в кольцевой канавке 7 и удерживаются в ней расклинивающим усилием, которое создается в плоскости контакта между наклонной нижней стенкой вертикального паза 13 и боковой гранью призмы фиксатора в нижнем положении патрубка 15 замкового устройства. Для эксплуатации скважины используется компоновка погружного оборудования, представленная на фиг.2. Жидкость, откачиваемая ЭЦН 2, по колонне подъемных труб 1 через фильтр 9 поступает к активному соплу 13 вставного струйного насоса 8. Инжектируемая жидкость поступает в струйный насос из затрубного пространства через каналы 6 корпуса 3, отверстия 12 и увлекается активной струей, истекающей из сопла 13, в камеру смешения 14, где происходит выравнивание скоростей смешивающихся потоков. В диффузоре 15 происходит рост статического давления смешанного потока, который далее через каналы замкового устройства поступает в колонну подъемных труб.

Заявляемый способ эксплуатации СНУ состоит из операций, выполняемых в следующей последовательности: определение оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса, спуск погружного оборудования, освоение скважины с помощью ЭЦН до получения установившегося режима работы скважины, определение рабочей характеристики ЭЦН в скважинных условиях и индикаторной диаграммы скважины, выбор рабочей характеристики струйного насоса, открытие замкового устройства, подъем полой втулки из корпуса струйного насоса, спуск вставного струйного насоса и посадка его в корпус, закрытие замкового устройства, контроль фиксации замкового устройства, запуск СНУ в работу.

Определение оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса имеет важное значение для обеспечения работы СНУ с высоким КПД. С уменьшением глубины спуска на приеме струйного насоса растет газосодержание инжектируемой жидкости, снижается его производительность. С другой стороны, снижаются гидравлические потери в подъемной трубе, уменьшается противодавление на струйный насос, что способствует росту его производительности. Как будет показано ниже, дополнительное противодавление на струйный насос возникает и в том случае, если плотность жидкости в подъемной трубе больше, чем плотность жидкости в затрубном пространстве над струйным насосом. Указанное противодавление также уменьшается с уменьшением глубины спуска струйного насоса.

Чтобы оценить совместное влияние указанных факторов на работу СНУ, запишем выражение рабочей характеристики струйного насоса.

где ΔP_с=P_с-P_н; (2) ΔP_р=P_р-P_н; (3) P_c давление на выкиде струйного насоса; Р_н давление инжектируемой жидкости на приеме струйного насоса; Р_р давление рабочей жидкости перед соплом струйного насоса; ϕ₁, ϕ₂, ϕ₄ коэффициенты скорости активного сопла, камеры смешения и входного участка камеры смешения струйного насоса соответственно; ϕ₃ коэффициент напорности диффузора;
ρ_р, ρ_н, ρ_с плотности рабочего, инжектируемого и смешанного потока в струйном насосе соответственно;
U коэффициент инжекции струйного насоса;
Q_н весовой расход инжектируемой жидкости;
Q_p весовой расход рабочего агента;
f_з площадь сечения камеры смешения;
f_p1 площадь выходного сечения сопла.

Давления Р_c, Р_н, Р_p для СНУ записываются следующим образом.

P_с=P_у+L_стрρ_птq+P_тр1; (6)
P_н= P_у+(L_стр-h_д)ρ_затg; (7)
P_р= P_у+(L_стр-h_д)ρ_рg+P_эцн - P_тр2; (8)
где P_тр1=0,8λL_стрd^-5Q²_эцн(1+U)²ρ_пт; (9)
P_тр2= 0,8λ(L_эцн-L_стр)d^-5Q²_эцнρ_р; (10)
P_у давление на устье скважины;
L_стр глубина спуска корпуса струйного насоса;
h_д динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины при совместной работе ЭЦН и струйного насоса;
g ускорение свободного падения;
P_тр1 гидравлические потери в подъемной трубе над струйным насосом;
Р_тр2 гидравлические потери в подъемной трубе в интервале "ЭЦН-струйный насос";
ρ_пт, ρ_зат плотности газожидкостной смеси в подъемной трубе и в затрубном пространстве над струйным насосом соответственно;
λ коэффициент гидравлического сопротивления;
d диаметр подъемной трубы;
L_эцн глубина спуска ЭЦН.

С учетом (2),(3), (6), (7), (8) представим в следующем виде:

Анализ выражения (11) показывает, что если в процессе установившегося режима работы СНУ плотность жидкости в подъемных трубах превышает плотность жидкости в затрубном пространстве над струйным насосом, то числитель правой части уравнения увеличивается на величину L_стр(ρ_пт-ρ_зат)g, что приводит к дополнительному противодавлению на струйный насос и росту а значит, к снижению коэффициента инжекции струйного насоса. Это обстоятельство говорит в пользу уменьшения L_стр, о чем упоминалось выше.

С учетом (1) и (11) можно записать

Полученная зависимость (12) позволяет определить достижимый коэффициент инжекции U для заданной глубины спуска струйного насоса L_стр и требуемой глубины динамического уровня h_д, U определяется как положительный корень квадратного уравнения,

где


Если в инжектируемой жидкости имеется свободный газ, то коэффициент инжекции струйного насоса U можно представить в виде:

где Q_нж весовой расход инжектируемой жидкости;
Q_нг весовой расход инжектируемого газа;
U_ж, U_г коэффициенты инжекции струйного насоса по жидкости и по газу соответственно.

Весовой расход инжектируемого газа Q_нг определяется из выражения:
Q_нг=V_г·ρ_г; (15)
где
V_г объем инжектируемого газа, приведенный к условиям приема струйного насоса;
ρ_г плотность инжектируемого газа в условиях приема струйного насоса;
V_н объем дегазированной инжектируемой жидкости;
G_о газовый фактор;
α коэффициент растворимости;
n доля нефти в инжектруемой жидкости;
Z_пр, Z_о коэффициент сверхсжимаемости газа для условий приема струйного насоса и стандартных условий соответственно;
Т_пр, Т_о температура газа в условиях приема насоса и в стандартных условиях соответственно;
Р_o давление газа в стандартных условиях.

Коэффициент инжекции струйного насоса по газу U_r с учетом (15) можно преобразовать в следующий вид:

где V_нп объем инжектируемой жидкости в пластовых условиях;
b объемный коэффициент инжектируемой жидкости.

С учетом соотношения

где Г газосодержание инжектируемой жидкости в условиях приема струйного насоса.

Выражение (1) примет следующий вид:

Входящий в (19) параметр Г, определяемый выражением (18) после преобразований с учетом (16), определяют из зависимости:

Подставив (19) в (14) и выполнив преобразования, получим:

Учитывая (13), определим из (21) коэффициент инжекции струйного насоса по жидкости U_ж,

Зависимость (22) представляет собой функцию U=f(L_стр) и позволяет для заданной глубины спуска струйного насоса определить достижимый коэффициент инжекции. Задавшись рядом значений (L_стр)_i и получив с помощью (22) ряд значений U_i, находим из этого ряда максимальное значение коэффициента инжекции U_max для рассматриваемой скважины. Оптимальная глубина спуска струйного насоса (L_стр)_opt соответствует найденному максимальному коэффициенту инжекции U_max.

Интервал возможных значений (L_стр)_i, в котором происходит поиск оптимальной глубины спуска струйного насоса (L_стр)_opt, ограничивается зависимостью:
L_эцн> (L_стр)_i>h_д+200; (23)
причем верхняя граница интервала выбирается с учетом возможных ошибок в проектных исходных данных или непредвиденного ухудшения продуктивной характеристики скважины в процессе ремонта или эксплуатации скважины.

После определения оптимальной глубины спуска корпуса струйного насоса спускают в скважину погружное оборудование, включающее ЭЦН 2, корпус 3 струйного насоса со съемной втулкой 8 и фиксирующим ее замковым устройством 11, колонну подъемных труб 1 (фиг.1).

С помощью ЭЦН 2 производят освоение скважины до получения установившегося режима работы, т.е. получение двух-трех устойчивых замеров дебита и динамического уровня в течение четырех-шести часов.

Определяют фактическую рабочую характеристику ЭЦН в скважинных условиях и индикаторную диаграмму скважины, на основе которых выбирают оптимальную рабочую характеристику струйного насоса.

Извлекают полую втулку из корпуса струйного насоса. Операцию производят следующим образом. С помощью канатной техники спускают ловитель, который входит в контакт со стопорной головкой 14 замкового устройства 11. Ударами инструмента вниз замковое устройство 11 вместе с полой втулкой 8 перемещают вниз до упора, после чего ловитель захватывает ловильную головку 18 замкового устройства. Перемещают патрубок 15 с упругими элементами 16 в верхнее положение и, выполняя удары инструментом вверх, извлекают полуют втулку 8 из корпуса струйного насоса 3.

Производят спуск и фиксацию вставного струйного насоса в корпусе 3. Стопорную головку 14 замкового устройства 11 струйного насоса 8 (фиг.2) соединяют с помощью срезного штифта с канатным инструментом, спускают струйный насос 8 в корпус 3. Ударами инструмента вниз сажают струйный насос до упора, при этом упругие элементы 16 с фиксаторами 17 на входе в кольцевую канавку 7 корпуса 3 струйного насоса утапливаются в вертикальных пазах 13 корпуса 11 замкового устройства и возвращаются в прежнее положение, после того как фиксаторы 17 войдут в кольцевую канавку 7.

Натяжкой инструмента вверх перемещают корпус 11 замкового устройства. Патрубок 15 при этом неподвижен, фиксаторы 17 удерживаются в кольцевой канавке 7, упираясь своей верхней фаской в верхнюю фаску канавки 7, а затем заклиниваются в ней нижней наклонной стенкой вертикальных пазов 13, что означает закрытие замкового устройства.

Контроль фиксации струйного насоса осуществляют натяжкой канатного инструмента с расчетным усилием, не превышающим срезного усилия штифта, соединяющего стопорную головку 14 замкового устройства с контактным инструментом. Освобождение канатного инструмента производится ударами вверх.

Запускают СНУ в работу. Струйный насос может быть повторно извлечен и посажен при необходимости изменения рабочей характеристики или ремонта с помощью описанных операций.

Формула изобретения

1. Скважинная насосная установка, содержащая электроцентробежный насос, корпус струйного насоса с размещенной внутри полой втулкой, колонну подъемных труб и вставной струйный насос, отличающаяся тем, что корпус струйного насоса снабжен двумя посадочными узлами, между которыми расположены каналы подвода инжектируемой жидкости, а также кольцевой канавкой, размещенной над верхним посадочным узлом, полая втулка снабжена замковым устройством и выполнена съемной и имеет форму двухступенчатого полого цилиндра, причем диаметр верхней ступени больше диаметра нижней ступени, при этом каждая ступень втулки снабжена блоком уплотнительных элементов, расположенных на наружной поверхности, а верхняя ступень жестко связана с замковым устройством, удерживающим полую втулку в корпусе струйного насоса, вставной струйный насос снабжен двумя блоками уплотнительных элементов с расположенными между ними каналами для подвода инжектируемой жидкости, фильтром рабочей жидкости и замковым устройством, удерживающим вставной струйный насос в корпусе.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что замковое устройство, которым снабжены полая втулка и вставной струйный насос, представляет собой корпус, снабженный вертикальными пазами, нижняя стенка которых выполнена наклонной к оси корпуса, каналами для прохода жидкости и стопорной головкой, на котором соосно с возможностью продольного перемещения установлен патрубок, жестко соединенный с ловильной головкой и упругими элементами, причем последние снабжены фиксаторами и расположены в вертикальных пазах корпуса замкового устройства, фиксаторы выполнены в виде прямоугольного параллелепипеда, переходящего в треугольную прямую призму, при этом ее основания параллельны боковым стенкам вертикальных пазов корпуса замкового устройства, а боковые грани призмы образуют угол, равный удвоенному углу наклона нижней стенки вертикального паза к продольной оси замкового устройства.

3. Способ эксплуатации скважинной насосной установки, состоящий из операций спуска колонны подъемных труб с размещенными на ней электроцентробежным насосом и корпусом струйного насоса с расположенной в нем полой втулкой, освоения скважины с помощью электроцентробежного насоса, спуска вставного струйного насоса и запуска установки в эксплуатацию, отличающийся тем, что перед спуском погружного оборудования определяют оптимальную глубину спуска корпуса струйного насоса, освоение скважины ведут до получения установившегося режима работы скважины, затем определяют рабочую характеристику электроцентробежного насоса в скважинных условиях и индикаторную диаграмму скважины, на основании полученных данных выбирают оптимальную характеристику струйного насоса, открывают замковое устройство, извлекают полую втулку из корпуса струйного насоса, спускают вставной струйный насос в корпус струйного насоса, закрывают замковое устройство, производят контроль фиксации насоса в корпусе, запускают в работу скважинную насосную установку.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что корпус струйного насоса устанавливают в скважине в интервале глубин от L_эцн до (h_д+200) таким образом, чтобы глубина струйного насоса L_стр соответствовала максимальному значению функции
U=f(L_стр)
где U достижимый коэффициент инжекции струйного насоса для заданной глубины спуска L_стр;
L_эцн глубина спуска ЭЦН;
h_д глубина динамического уровня при совместной работе ЭЦН и струйного насоса.

5. Способ по пп. 3 и 4, отличающийся тем, что функция U=f(L_стр) задается формулой

где



ϕ₁, ϕ₂, ϕ₄- коэффициенты скорости активного сопла, камеры смешения и входного участка камеры смешения соответственно;
ϕ₃ коэффициент напорности диффузора;
ρ_р, ρ_и, ρ_с плотности рабочего, инжектируемого и смешанного потоков в струйном насосе соответственно;
ρ_пт, ρ_зат плотности газоводонефтяной смеси в подъемной трубе и в затрубном пространстве над струйным насосом соответственно;
Q_эцн, Р_эцн производительность и развиваемое давление электроцентробежного насоса в скважинных условиях;
f₃, f_p1 площадь сечения камеры смешения и выходного отверстия активного сопла струйного насоса соответственно;
λ коэффициент гидравлического сопротивления для подъемной трубы;
d диаметр подъемной трубы;
g ускорение свободного падения;
Г газосодержание инжектируемой жидкости;
G_o газовый фактор;
a коэффициент растворимости газа и нефти;
n доля нефти в добываемой жидкости;
K_сеп коэффициент сепарации свободного газа на приеме струйного насоса;
Z_пp, Z_o коэффициенты сверхсжимаемости газа в условиях приема струйного насоса и в стандартных условиях соответственно;
Т_пр температура в условиях приема струйного насоса;
Т_о, Р_о температура и давление в стандартных условиях;
P_у давление на устье скважины;
r_г плотность свободного газа в условиях приема струйного насоса;
b объемный коэффициент инжектируемой жидкости.

6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что открытие и закрытие замкового устройства, а также подъем полой втулки и спуск вставного струйного насоса производят с помощью канатной техники.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что для открытия замкового устройства спускают ловитель на канатном инструменте, производят удары инструментом по стопорной головке замкового устройства и перемещают его вниз до упора, захватывают ловителем ловильную головку патрубка и перемещают его в верхнее положение, выполняют удары инструмента вверх и извлекают замковое устройство из корпуса струйного насоса.

8. Способ по п. 4, отличающийся тем, что для закрытия замкового устройства соединяют стопорную головку замкового устройства с канатным инструментом при помощи срезного штифта, спускают инструмент в скважину, ударами инструмента вниз сажают замковое устройство в корпус струйного насоса, натяжкой канатного инструмента перемещают в верхнее положение корпус замкового устройства.

9. Способ по п. 4, отличающийся тем, что контроль фиксации струйного насоса в корпусе производят натяжкой канатного инструмента с усилием, не превышающим усилие среза штифта, соединяющего стопорную головку замкового устройства с канатным инструментом, а освобождение последнего производят ударами вверх до среза штифта.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2