Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях западной сибири
1.1 Условия работы насосного оборудования 7
1.2 Анализ методик выбора насосных установок 16
1.3 Применение струйных аппаратов при разработке нефтегазовых месторождений 23
1.4 Выводы 35
2 Методика расчета места установки эжектора в колонне НКТ
2.1 Расчет роста затрубного давления в отсутствие эжектора 40
2.2 Модель работы УЭЦН с эжектором 43
2.3 Расчет характеристик процесса с учетом эжектора 50
2.4 Выводы 53
3. Разработка мероприятий, направленных на уменьшение давления в затрубном пространстве добывающих скважин
3.1 Устройство и работа эжектора для уменьшения давления в затрубном пространстве скважины 57
3.2 Методика проведения промысловых испытаний 61
3.3 Результаты промысловых испытаний эжектора 64
3.5 Оценка влияния обводненности продукции скважины на коэффициент сепарации на приме ЭЦН 69
3.6 Выводы 72
4. Разработка методов повышения эффективности эксплуатации погружных электроцентробежных насосов с применением струйных аппаратов
4.1 Устройство для дозированной подачи химических реагентов на прием насоса при эксплуатации скважин 73
4.2 Применение струйных аппаратов для исследования скважин 75
4.3 Разработка технических средств для регулирования режима работы погружного электроцентробежного насоса 79
4.4 Выводы 89
Основные выводы и рекомендации 90
- Анализ методик выбора насосных установок
- Расчет роста затрубного давления в отсутствие эжектора
- Устройство и работа эжектора для уменьшения давления в затрубном пространстве скважины
- Применение струйных аппаратов для исследования скважин
Введение к работе
Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири. При этом широкое распространение имеют установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована третья часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность и напор), реализуемыми в процессе увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭНН) более выгодны, чем штанговые [1].
Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, есть одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом. Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его массы и габаритов, снижения допустимых нагрузок, частому проведению ремонтных работ. Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость [2,3].
В малообводненных добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся при подъеме жидкости до приема насоса. Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень в скважине, а если последний достигает приема насоса, то происходит срыв подачи и установка выходит из строя. Снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что приводит к дополнительному расходу насосно компрессорных труб (НКТ) и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ. Таким образом, актуальной задачей является совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе.
Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи:
1) оценка условий эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири, анализ способов выбора насосного оборудования и режимов его работы;
2) обоснование необходимости удаления газа из затрубного пространства в критических ситуациях;
3) разработка методики расчета оптимального расположения эжектора по длине колонны насосно-компрессорных труб;
4) разработка конструкции эжектора для уменьшения давления газа в затрубном пространстве скважины;
5) промысловые исследования режима эксплуатации добывающих скважин установкой электроцентробежного насоса в компоновке с эжектором;
6) поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.
Научная новизна
1. В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин уменьшения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве вследствие выделения газа при подъеме жидкости.
2. Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня. 3. Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирование режима работы насоса. Основные защищаемые положения: 1.Результаты теоретических и промысловых исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.
2.Новые технические решения по дозированной подаче химических реагентов на прием насоса, регулированию режима работы насоса.
Практическое значение работы заключается в следующем:
- в результате анализа различных методик выбора насосного оборудования разработаны рекомендации по оптимизации технологического режима эксплуатации скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» путем применения эжектора в компоновке с УЭЦН;
- предложена конструкция эжекторного устройства, позволяющая поддерживать давление в затрубном пространстве добывающих скважин на уровне коллекторного, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, а также методика расчета параметров эжектора в зависимости от технологических условий эксплуатации скважин.
Анализ методик выбора насосных установок
В настоящее время себестоимость добычи нефти почти на 40 % складывается из затрат на электроэнергию и компенсацию резкого ее подорожания. Поэтому весьма важным является оптимальный подбор насосов и технологического режима работы скважин в целом. Выбору режима работы ЭЦН и оценке его эффективности посвящены работы [13, 14, 15,19].
Наклонно-направленный профиль, большая глубина скважин, высокая температура на забое, вынос механических примесей из пласта, отложение солей, высокое газосодержание и другие факторы, присущие месторождениям Западной Сибири, как отмечалось ранее, осложняют эксплуатацию скважин, резко снижают коэффициент их использования и в итоге заметно повышают себестоимость извлекаемой нефти. В этих условиях оптимизация режима работы насосного фонда является существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличение межремонтного периода и снижение удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) и дебит нефти добывающих скважин. Для выбора оптимального режима эксплуатации скважины необходимы: детальный анализ пространственной кривизны ствола скважины; расчет давлений, плотности и газосодержания с учетом динамики трехфазной газожидкостной смеси; расчеты на прочность при подборе варианта компоновки колонны НКТ. Кроме того, необходимо осуществлять прогноз МРП и оценку экономической эффективности всех технологически обоснованных вариантов режима эксплуатации каждой скважины.
Процесс оптимизации работы насосных установок является задачей многокритериальной. Несмотря на то, что оптимизация подразумевает согласованное сочетание элементов системы «нефтяной пласт - скважина -насосная установка», основным критерием должна служить минимизация себестоимости добытой нефти. Немаловажную роль в этой последовательности играет и «инструмент», с помощью которого осуществляется процедура, т.е. программное средство и заложенный в него математический сценарий.
Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора УЭЦН к нефтяным скважинам приведены в работе [1].
Работы по созданию методик выбора насосного оборудования для конкретных условий эксплуатации начались практически с создания самого оборудования.
Одной из первых является компьютерная программа подбора установок ЭЦН, разработанная специалистами фирмы REDA (система подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ»). Более полной является методика подбора насосных установок фирмы ESP. В 1997 году появилась методика выбора оптимальных решений по системе «пласт - скважина - насос» SubPUMP (компания IHS,C11IA). Подбор оборудования для эксплуатации скважин установками ЭЦН можно производить также по методикам WellFlo (компания EPS, Великобритания). Решением задачи подбора УЭЦН к нефтяной скважине в отечественной практике занималось ОКБ БН-КОННАС (пакет прикладных прграмм СПИНАКЕР). Методика подбора насосных установок для добычи нефти (программа «Автотехнолог») разработана на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Методики подбора оборудования к скважинам в разное время разрабатывались в «БашНИПИнефть», «ТатНИПИнефть», ОАО «Юганскнефтегаз», АО «Самаранефтегаз», АО «Нижневартовскнефтегаз» и других нефтедобывающих предприятиях.
Применение обоснованной методики выбора насосного оборудования и оптимизации режима его работы позволяет проанализировать эффективность использования добывающих скважин, оценить состояние насосного оборудования, рассчитать рациональные технологические параметры работы. В работе [17] приводятся результаты использования разработанной «БашНИПИнефть» методики расчета и подбора насосов в ОАО «Юганскнефтегаз». Данная методика (программа «НАСОС») позволяет: 1) рассчитывать технологический режим и подбирать насосное оборудование для скважин, оборудованных УСШН и УЭЦН; 2) на основе данных истории разработки прогнозировать МРП эксплуатации насосных скважин; 3) выбирать из множества технологически обоснованных вариантов компоновки насосного оборудования экономически оптимальный. Экономический эффект от использования методики достигается за счет: 1) снижения удельных затрат на добычу нефти, в том числе: - на энергию по подъему жидкости; - на обслуживание скважин; - на прокат оборудования; - на проведение текущих ремонтов; 2) увеличения выручки от реализации дополнительно добытой нефти (с учетом налоговых и иных отчислений, зависящих от выручки). Снижение затрат на электроэнергию, обслуживание скважин и прокат оборудования достигается вследствие оптимизации его компоновки и технологического режима эксплуатации. Повышение надежности работы насосного оборудования приводит к снижению числа аварий и недопущению преждевременного выхода из строя, что соответственно сокращает затраты на ремонт. Снижение аварийности работы, в свою очередь, ведет к увеличению МРП эксплуатации скважин. В результате достигается экономия затрат на проведение текущих ремонтов. Кроме того, возрастание МРП приводит к увеличению времени эксплуатации самой скважины, так как на ожидание и проведение ремонта затрачивается достаточно много времени. В результате увеличивается добыча нефти и соответственно выручка от ее реализации. Анализ результатов использования данной методики на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» показал, что оптимизация технологического режима скважин со сменой способа эксплуатации и типоразмера насосного оборудования может дать прирост дебита до 30 %, оптимизация других параметров (глубины спуска насоса, применение газосепараторов и др.) - соответственно от 5 до 10 %. На сегодняшний день в ОАО «Юганскнефтегаз» кроме программы «НАСОС» в той или иной форме используются также программы SubPUMP, WellFlo, «Автотехнолог» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), «Сириус», PumpPro. Такое положение при проведении расчетов имеет как сильные, так и слабые стороны. Для объективного выявления позитивных и негативных сторон указанных программ был сделан функциональный и расчетный сравнительный анализ по установкам ЭЦН, результаты которого приведены в [18].
Расчет роста затрубного давления в отсутствие эжектора
Обладая свойством создания вакуума, струйные насосы нашли применение при вскрытии продуктивных горизонтов и освоении скважин в качестве устройств для вызова притока жидкости и улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта [46, 47, 48,49, 50, 51, 60]. Специально для этих целей в СКТБ «Недра» Ивано-Франковского института нефти и газа (ИФИНГ) совместно с Калужским заводом «Карпатнефтемаш» была разработана конструкция струйного аппарата, получившая название УОС (устройство для освоения скважин). По результатам расчетов рабочих диаметров сопла и горловины, а также с учетом давления и расхода закачиваемой жидкости можно достичь «глубоких» значений депрессий на призабойную зону. Технические характеристики струйных аппаратов, используемых для освоения скважин, приведены в табл. 1.5 [52].
Струйные аппараты для освоения скважин также применяются совместно с другими методами воздействия на пласт (виброобработка, химическое воздействие и др.).
Применение струйных аппаратов конструкции ИФИНГ в практике освоения скважин на ряде разведочных площадей ПГО «Удмуртгеология» позволило апробировать метод бескомпрессорного освоения скважин, очистки прискважинной зоны и интенсификации притоков. Кроме того, их использование обеспечивает повышение продуктивности, сокращает сроки испытания скважин, при необходимости позволяет производить комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважине, а также обеспечивает возможность проведения кислотных обработок [53]. Результаты использования струйного насоса для освоения скважин и интенсификации притока на Ермаковском месторождении в Западной Сибири приведены в [54]. Решению вопросов, направленных на повышение эффективности струйных аппаратов в процессе обработки призабойной зоны скважины, посвящены работы [55, 56, 57, 58, 59].
Известны конструкции струйного аппарата, позволяющие осуществлять вибросейсмическое воздействие на пласт в процессе эксплуатации нефтяных скважин [61], а также работы, направленные на повышение эффективности применения струйного насоса за счет использования эффекта Джоуля-Томпсона, заключающегося в увеличении температуры жидкости после ее прохождения через сопло [58, 26]. Существует также скважинная насосная установка, содержащая струйный насос и устройство для нагнетания в продуктивный пласт перегретого пара. Данная установка предназначена для периодической эксплуатации скважин с последующей термообработкой пласта. При этом рабочим агентом в струйном насосе является подаваемый с поверхности пар. При уменьшении дебита скважина переводится на режим нагнетания в пласт пара [52].
Проведенными исследованиями [63, 64] обосновывалось применение струйного насоса в скважине как смесителя и диспергатора. При этом использовалось свойство струйного насоса перемешивать с высокой степенью подаваемые в пласт агенты.
Несмотря на то, что теоретическое обоснование возможности применения струйных насосов для механизированной добычи нефти относится к 1933 году в промышленном масштабе они начали применяться в США в 70-х годах прошлого века [65, 95]. В отечественной практике нефтедобычи первый образец такого насоса был установлен в скважине в 1969 году на промыслах Западной Сибири в НГДУ «Шаимнефть». Использованию струйных насосов для добычи нефти посвящены работы Мищенко И.Т., Миронова С.Д., Городивского А.В., Цепляева Ю.А., Марьенко В.П., Захарченко Н.П., Сахарова В.А., Вербицкого B.C., Ивановского В.Н., Даришева В.И., Сазонова Ю.А., Рылова Б.М., Когана Я.М., Дроздова А.Н., Доброскока О.Б., Терикова В.А., Мохова М.А., Андриянова А.В. и др. [66, 68, 70, 71, 72, 74, 78, 79, 82, 84, 89, 90, 91, 94, 95, 96, 97, 98].
Испытания струйных насосов, разработанных в Гипротюменьнефтегазе под руководством Ю.А. Цепляева, показали хорошие результаты как в безводных, так и в обводненных скважинах. Во время промыслового эксперимента были выполнены гидродинамические исследования (ГДИ), позволившие подобрать параметры глубинного насоса для различных условий и уточнить методику расчета. Это помогло авторам разработать струйный насос НСВ-15, отличающийся от предыдущих вариантов повышенной надежностью и размерами проточных частей, специально для добычи вод альбапсеноманских горизонтов и подъема воды из рек вместо насосной станции первого подъема. Эксплуатация струйного насоса характеризовалась достаточно высоким МРП (до 1,5 лет) и технологичностью в обслуживании [80].
Устройство и работа эжектора для уменьшения давления в затрубном пространстве скважины
В настоящее время в России порядка двух третей объема нефти добывается установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Однако, для большинства месторождений, включая месторождения Западной Сибири, работа установок ЭЦН сопряжена с целым рядом осложняющих факторов. Повышенное газосодержание, с которым зачастую не справляется газосепаратор, приводит к срыву подачи насоса. Затруднен вывод насоса на рабочий режим после глушения скважины при проведении подземных ремонтов. Нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков, являющееся одним из способов увеличения нефтеотдачи, способствует нестационарности процесса разработки месторождений, а также обводненности продукции скважин. Все вышеперечисленное снижает эффективность работы погружного электроцентробежного насоса.
Известно [115], что расширить функциональные возможности серийно выпускаемых центробежных насосах можно их совместным использованием с гидроструйными аппаратами. При этом большая часть полезной работы по перекачке жидкости совершается центробежным насосом, а струйный аппарат выполняет те технологические функции, которые не может выполнить центробежный насос, например, перекачивает газ.
Исследованием совместной работы струйного аппарата и ЭЦН в нефтяной скважине занимались Мищенко И.Т., Миронов С.Д., Марьенко В.П., Цепляев Ю.А., Гумерский Х.Х. [116, 117, 118]. Ими были предложены различные компоновки ЭЦН со струйными аппаратами и доказана в промысловых условиях их работоспособность с получением соответствующего технологического эффекта.
В дальнейшем погружные насосно-эжекторные системы конструктивно совершенствовались, и расширялся технологический диапазон их применения. Для работы в осложненных условиях эксплуатации, в том числе при высоком газосодержании откачиваемой продукции была разработана погружная насосно-эжекторная система, включающая струйный аппарат в компоновке с ЭЦН и газосепаратором. В данной системе, получившей название «Тандем», струйный аппарат монтируется в напорной колонне между головкой ЭЦН и обратным клапаном. Для снижения противодавления жидкости в колонне НКТ на работу струйного аппарата возможна установка последнего на несколько метров выше ЭЦН [119]. Система «Тандем» представлена на рис. 3.1 и содержит установленные на насосно-компрессорных трубах 1 погружной электроцентробежный насос 2, нагнетательный патрубок 3 которого подключен к активному рабочему соплу 4 струйного аппарата с приемной камерой 5, камерой 6 смешения и диффузором 7, центробежный газосепаратор 8 с входным окном 9, каналами 10 отвода газообразной среды, сообщенными с приемной камерой 5 струйного аппарата и выходным жидкостным патрубком 11, подключенным к всасывающему патрубку ЭЦН. Каналы 10 отвода газообразной среды газосепаратора 8 и приемная камера 5 струйного аппарата сообщены с затрубным пространством скважины. Приемная камера 5 струйного аппарата снабжена обратным клапаном 12. Система также содержит двигатель 13, электрокабель 14 и устанавливается в обсадной колонне 16 [120].
При эксплуатации системы «Тандем» часть газожидкостной смеси поступает из скважины через входное окно 9 в центробежный газосепаратор 8. Отсепарированный газ через каналы 10 отводится обратно в скважину, а жидкость через патрубок 11 поступает на прием ЭЦН. Другая часть газожидкостной смеси через обратный клапан 12 поступает непосредственно в приемную камеру 5 струйного аппарата. При этом туда же поступает и отсепарированный газ. Нагнетаемая электроцентробежным насосом 2 жидкость, проходя через активное сопло 4, увлекает из приемной камеры 5 перекачиваемую газированную жидкость в камеру 6 смешения и далее через диффузор 7 по колонне НКТ на поверхность.
Наличие струйного аппарата на выходе ЭЦН позволяет задавать рабочий режим последнего выбором необходимых размеров выходного сечения активного сопла [121, 122].
Использование погружных насосно-эжекторных систем «Тандем» позволило освоить бездействующие скважины на Покамасовском месторождении ОАО «Лангепаснефтегаз», увеличить наработку на отказ ЭЦН, уменьшить глубину спуска насосов, увеличить добычу нефти из скважин Талинского месторождения АО «Кондпетролеум», в НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», Мамонтовском и Приразломном месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» [123, 124, 125, 126]. Активно ведутся работы, связанные с возможностью использования УЭЦН с газосепараторами и струйными аппаратами на морских нефтяных месторождениях [127]. При эксплуатации нефтяных скважин с высоким газосодержанием установками погружных электроцентробежных насосов, выделяющийся газ при подъеме жидкости до приема насоса накапливается в затрубном пространстве. Затрубное пространство соединяется с коллекторной линией перепускным дифференциальным клапаном. Открытие перепускного клапана происходит, если давление в затрубном пространстве скважины превышает давление в коллекторной линии, то есть давление на устье скважины всегда выше, чем давление в затрубном пространстве. В известной системе «Тандем» газожидкостная смесь поступает из ствола скважины на прием ЭЦН, далее часть газа отделяется вследствие как естественной, так и искусственной сепарации в затрубное пространство скважины. На прием ЭЦН после сепаратора направляется смесь с остаточным газом. Электроцентробежный насос нагнетает эту продукцию в выкидную линию и далее в рабочее сопло струйного аппарата (эжектор), который откачивает газожидкостную смесь из затрубного пространства скважины в колонну НКТ и далее на поверхность. То есть в данном варианте эжектор играет роль дополнительного насоса к основному.
Применение струйных аппаратов для исследования скважин
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин с целью контроля за разработкой месторождений, а также для оценки качества заканчивания, текущих и капитальных ремонтов проводят промыслово-геофизические исследования и гидродинамические испытания. В связи с ростом глубин скважин информативность исследований с помощью испытаний пластов на трубах и кабеле является недостаточной. Одним из вариантов решения указанной проблемы, по мнению авторов статьи [135], является применение технических средств на базе откачивающих устройств с центральным проходным каналом. Ими разработано устройство для геофизических исследований скважин (УГИС) на базе струйного аппарата. Предложенное устройство позволяет выполнять геофизические исследования по методикам каротаж-испытание-каротаж при ступенчатом изменении депрессии; каротаж-испытание-закачка-каротаж; каротаж-очистка ПЗП-испытание-каротаж и др. Устройство можно также использовать для исследования скважин в процессе их освоения или капитального ремонта по восстановлению фильтрационно-емкостных свойств пласта.
В настоящее время для различных геолого-технических условий разработаны конструкции УГИС и начато их применение при освоении и капитальных ремонтах нефтяных скважин месторождений Западной Сибири. [136]. Преимуществами применения струйных аппаратов являются простота конструкции, компактность, возможность работы в широком диапазоне дебитов скважин, работоспособность при высоком газовом факторе и наличии песка в пластовом флюиде.
Для исследования скважин в процессе эксплуатации предлагается устройство, показанное на рис.4.2. [137]. Устройство содержит спускаемый в скважину, стенки которой закреплены обсадной колонной 1, на насосно-компрессорных трубах 2 струйный насосЗ с активным соплом 4, камерой смешения 5, диффузором 6 и каналом подвода откачиваемой из пласта жидкости, которым является участок обсадной колонны между пластом и струйным насосом 3, а также запорный элемент 7 с седлом 8, установленным параллельно струйному насосу 3. Запорный элемент 7 имеет осевой канал 9, через который пропущен каротажный кабель 10 с подсоединенным к нему геофизическим прибором 11. Активное сопло 4 с камерой смешения 5 и диффузором 6 направлены вверх для формирования направленности струи вверх по межтрубному пространству. В зазоре между корпусом струйного насоса 3 и стенкой обсадной колонны 1 против камеры смешения 5 установлена самоуплотняющаяся манжета 12 для разделения межтрубного пространства и пространства обсадной колонны 1 под насосом 3. Каротажный кабель 10 в верхней части НКТ уплотнен сальником 13.
Работает устройство следующим ооразом. Струйный насос 3 с самоуплотняющейся манжетой 12 спускают на НКТ в скважину не менее, чем на 500..Л000м под уровень жидкости, устанавливая его выше продуктивного пласта не менее, чем на 10...20м. Внутри НКТ на каротажном кабеле 10 спускают геофизический прибор 11 с запорным элементом 7. Прибор имеет меньший диаметр, чем сквозное отверстие в седле 8, поэтому он свободно проходит сквозь седло и достигает интервала перфорации. Запорный элемент 7 имеет больший диаметр, чем сквозное отверстие в седле 8, поэтому он садится в седло, перекрывая сечение последнего. При этом каротажный кабель 10 под действием веса геофизического прибора 11 перемещается внутри осевого канала 9 запорного элемента 7, обеспечивая возможность осуществления спуска прибора до забоя скважины. Каротажный кабель 10 на входе в НКТ уплотняют сальником 13. Подают в НКТ рабочую жидкость, в качестве которой может быть использована вода или отфильтрованная добываемая нефть, под давлением не более 17 МПа (если НКТ опрессована на 25 МПа). Рабочая жидкость устремляется по НКТ, достигает активного сопла 4, изливается из него струей через камеру смешения 5 и диффузор 6. При этом в камеру смешения 5 одновременно подсасывается жидкость из скважины, и смесь скважинной и рабочей жидкости прокачивается по межтрубному пространству к устью скважины (движение жидкости показано стрелками). Струя смеси жидкости не ударяется в зазор между обсадной колонной 1, а двигаясь от него создает эффект подсасывания жидкости из зазора, снижая тем самым давление жидкости в зазоре. Это создает предпосылку для бескамерного однотрубного варианта насосной установки. Действительно, если зазор между верхней частью корпуса струйного насоса 3 против камеры смешения 5 будет достаточно мал, то утечка через него жидкости из межтрубного пространства вниз под насос может сравняться с подсосом жидкости струей из-под насоса в межтрубное пространство. При этом струйный насос может работать в однотрубном варианте без напора. Однако при малой величине зазора между корпусом струйного насоса 3 и стенкой обсадной колонны 1 в процессе спуска струйного насоса возникает опасность его заклинивания и прихвата. Этот недостаток устраняется с помощью самоуплотняющейся манжеты 12, которая позволяет снизить утечку жидкости из межтрубного пространства под насос и обеспечить достаточно большой зазор между корпусом струйного насоса 3 и стенкой обсадной колонны 1, исключающий возможность прихвата струйного насоса при его спуске и подъеме. В результате откачки скважинной жидкости из-под насоса создается депрессия на пласт, под действием которой происходит приток жидкости из пласта. При этом запорный элемент 7 перекрывает сквозное отверстие седла 8, исключая утечку рабочей жидкости из колонны НКТ под струйный насос. Поднимая геофизический прибор 11 на каротажном кабеле 10, регистрируют геофизическую информацию.
