CC BY
4
УДК 622.276.53
МЕТОДОЛОГИЯ РАСЧЕТА КОМБИНИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УРАВНОВЕШИВАНИЯ ПРИВОДА ШТАНГОВОЙ УСТАНОВКИ ПРИ КОЛЕБАНИЯХ ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ
Уразаков Камил Рахматуллович1,
urazakk@mail.ru
Тугунов Павел Михайлович1,
TugunovPM@gmail.com
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Россия, 450044, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
Актуальность. Уравновешенность привода является одним из ключевых факторов, определяющих эффективность эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов. Это имеет особое значение для малодебитных скважин, которые работают на пределе рентабельности, вследствие низких дебитов и высокого энергопотребления. Перевод их на периодический режим приводит к системным колебаниям динамического уровня. Изменение динамического уровня обуславливает изменение нагрузок, действующих на штанговую колонну и балансирный привод. Для сохранения уравновешенности станка-качалки в этих условиях необходима корректировка положения уравновешивающих контргрузов. Цель: анализ автоматической системыI уравновешивания станка-качалки, включающей дополнительный балансирный контргруз, с возможностью автоматического перемещения, положение которого вдоль балансира регулируется за счет вспомогательного электродвигателя; разработка методологии расчета параметров автоматической системыI динамического уравновешивания, позволяющей проводить расчетыI механизма выравнивания нагрузок.
Методы: экспресс-метод для оценки параметров контргрузов, учитывающий статические составляющие нагрузок на плунжер и привод, и детальный метод с учетом динамических составляющих нагрузок.
Результаты. Показано, что оба метода расчета дают приемлемые результатыI с точки зрения обеспечения минимального крутящего момента на кривошипном валу, выравнивания степени загрузки вала и электродвигателя в течение цикла откачки. Выводы. Установлено, что требуемый (для поддержания динамической уравновешенности) вес дополнительного балансир-ного контргруза в значительной степени возрастает по мере роста разницы динамического уровня в процессе откачки и снижается при увеличении «длины хода» контргруза вдоль балансира. Плечо кривошипного груза при увеличении веса дополнительного балансирного контргруза уменьшается вследствие снижения вклада кривошипной составляющей в системе комбинированного уравновешивания.
Ключевые слова:
штанговая насосная установка, периодический режим откачки, динамический уровень, моделирование, станок-качалка, дополнительный балансирный груз, уравновешивание.
Введение
В настоящее время ввиду ряда причин (постепенной выработки запасов, роста осложненного фонда, снижения фильтрационных характеристик объектов разработки) закономерно возрастает доля низкоде-битных скважин [1, 2]. Значительная доля низкоде-битного фонда эксплуатируется штанговыми установками с балансирным приводом (станки-качалки). Несмотря на наличие определенных недостатков, таких как большая масса привода, необходимость в массивном фундаменте, значительный период монтажа при обустройстве скважины и ее ремонте и некоторых других, станки-качалки получили широкое распространение в практике механизированной эксплуатации скважин, что обусловлено их достоинствами: простотой конструкции, надежностью механических узлов, отсутствием сложных и дорогостоящих элементов [3].
В условиях снижения дебита и рентабельности эксплуатации установками механизированной добычи, в частности, установками скважинного штангового насоса (УСШН), актуальным является разработка технических средств, позволяющих поддержать оптимальные условия работы насосного оборудования для добычи нефти [4]. Для достижения эффективной
работы УСШН, минимального энергопотребления и загруженности узлов станка-качалки необходимо обеспечить уравновешенность привода [1, 5]. Негативные последствия недостаточного уравновешивания связаны с ростом динамических нагрузок, действующих на балансир и кривошипно-шатунный механизм, увеличением максимального крутящего момента на кривошипном валу и валу редуктора [6, 7]. Это, в свою очередь, приводит к росту требуемого электродвигателем крутящего момента и коэффициента неравномерности его загрузки, увеличению потребляемой электроэнергии [8]. Значительные колебания крутящего момента оказывают отрицательное влияние и на работу клиноременных передач [9]. Колебания натяжения приводных ремней приводят к их растяжению и снижению упруго-прочностных характеристик, проскальзыванию ремней относительно шкивов, снижению КПД передаточного механизма и длины хода головки балансира [10]. Таким образом, уравновешенность привода в значительной степени определяет эффективность эксплуатации скважин штанговыми установками [11, 12].
Нагрузки, действующие на узлы штанговых установок (плунжер насоса, штанговую колонну, привод), существенно изменяются при изменении динамиче-
218
DOI 10.18799/24131830/2022/11/3602
ского уровня. Изменение динамического уровня может быть связано с изменением скорости откачки и параметров технологического режима УСШН (например, в периодическом режиме, включающем чередование полуциклов откачки и накопления жидкости) или с изменением притока пластового флюида вследствие изменения фильтрационных характеристик пластов [1, 3]. На сегодняшний день число низ-кодебитных скважин, переводимых на режим периодической откачки, возрастает, и вопросы уравновешивания данных категорий скважин становятся все более актуальными [13].
Система автоматического динамического
уравновешивания и математическая модель ее работы
Для обеспечения уравновешенности станка-качалки вне зависимости от текущего положения динамического уровня разработана автоматическая система уравновешивания, общий вид станка-качалки с уравновешивающей системой показан на рис. 1 [14, 15]. Предложенная система базируется на комбинированном роторно-кривошипном методе уравновешивания [16]. Уравновешивание основной части
переменных нагрузок на привод достигается за счет пары роторных противовесов, размещенных на кривошипе - 4. Кроме того, система (А) включает дополнительный балансирный контргруз - 11, установленный на заднем плече балансира - 2, приводимый в движение вдоль балансира - 2 посредством винта - 9 на двух направляющих опорах - 10 и электродвигателя - 8, управляющего положением контргруза. Автоматизированная корректировка положения дополнительного балансирного контргруза поддерживает уравновешивание станка-качалки в условиях колебания динамического уровня в скважине [17, 18]. Для этого система оборудована блоком вычисления - 6 для расчета изменения положения балансирного контргруза - 11 на основе величин потребляемого тока или мощности электродвигателя - 5, который передает команду на распределитель тока (установлен в вычислительном модуле - 6), который регулирует ток питания электродвигателя - 8 [19]. Винт - 9, приводимый во вращение электродвигателем - 8 в необходимом направлении, автоматически корректирует положение уравновешивающего контргруза - 11.
Рис. 1. Станок-качалка с автоматической системой уравновешивания: 1 - станок-качалка; 2 - балансир; 3 - шатун; 4 - кривошип; 5 - электродвигатель станка-качалки; 6 - командно-вычислительный блок; 7 - кабель обратной связи; 8 - электродвигатель уравновешивающей системы; 9 - винт; 10 - направляющие; 11 - контргруз; 12-14 - опоры; 15 - подшипниковая опора Fig. 1. Pumping unit with automatic balancing system: 1 - pumping unit; 2 - balancer; 3 - connecting rod; 4 - crank; 5 - electric motor of the pumping unit; 6 - command-computing unit; 7 - feedback cable; 8 - electric motor of the balancing system; 9 - screw; 10 - guides; 11 - counterweight; 12-14 - supports; 15 - bearing support
Методология расчета комбинированной кривошипно-балансирной системы автоматического уравновешивания
Параметры балансирного и кривошипного противовесов системы автоматического уравновешивания в значительной степени зависят от выбора критерия уравновешенности [20, 21]. В данной работе в качестве критериев уравновешенности принимается минимизация крутящего момента на кривошипном валу и максимизация равномерности распределения крутящего момента в течение цикла откачки. Разработаны: экспресс-метод для оценки параметров контргрузов, учитывающий статические составляющие нагрузок на плунжер и привод, и детальный метод с учетом динамических составляющих нагрузок. Преимуществом экспресс-метода является простота и наглядность полученных зависимостей для расчета веса и положения контргрузов, преимуществом детального метода -более точная и обоснованная оценка параметров. В обеих моделях принято допущение квазистатичности (медленном характере) изменения динамического уровня, поскольку характерное время изменения динамического уровня (оно, как правило, составляет от десятков минут до нескольких часов, в зависимости от эксплуатационных характеристик пласта, выбранного режима откачки) существенно меньше длительности единичного цикла работы насосной установки, не превышающего обычно 20-30 секунд (2-3 качания в минуту) [8]. Полагается, что в течение единичного цикла работы станка-качалки динамический уровень постоянен.
Экспресс-метод оценки параметров контргрузов
Экспресс-метод представлен в виде следующего многоэтапного алгоритма:
1. Задаемся интервалом изменения динамического уровня в скважине в периодическом режиме работы Hdmin—Hdmax.
Для крайних режимов работы штанговой установки (при динамических уровнях (Н^п) и (Н/тах)) рассчитывается жидкостная нагрузка на плунжер [17]:
Р1 Н ) =
ff L ( Pw + Jl PmtS cosa + fm n V
PmtVt 2dt
dl I-
(
-I P
\{pn
л
Г cos a
)dl
Hd
S„, 0)
где ртЬ рш - плотность смеси в НКТ и затрубном пространстве соответственно; а - угол наклона оси скважины к вертикали, рад.; ^ - коэффициент трения жидкости о стенки НКТ; - внутренний диаметр НКТ; Sp - площадь поперечного сечения плунжера; L - глубина подвески насоса; Н, - динамический уровень; Рг - давление газа в затрубном пространстве; Р^, - устьевое давление.
Плотность смеси в затрубном пространстве и полости НКТ, а также градиент давления рассчитываются согласно механическим моделям.
Qb =
2. Параметры дополнительного балансирного контргруза определяются с учетом следующего условия: изменение момента относительно оси качаний балансира, обусловленного изменением жидкостной нагрузки на плунжер в процессе перемещения динамического уровня, компенсируется равным изменением момента балансирного контргруза благодаря его перемещению. Задаваясь величиной «длины хода» контргруза вдоль балансира Д1, получим выражение для веса балансирного контргруза:
(Pl {H d min ) ~~ Pl {H d max )) kl (2)
2Äl ' где kl - длина переднего плеча балансира (расстояние от головки балансира до оси качания);
3. Определяется средняя (за период откачки) величина плеча дополнительного балансирного контргруза
с = с (3)
m max 2 '
где cmax - крайнее положение дополнительного контргруза на балансире. Для минимизации веса ба-лансирного контргруза рекомендуется задавать его максимально возможным (т. е. равным длине заднего плеча).
4. Плечо кривошипного (основного) контргруза рассчитывается исходя из условия, что при жидкостной нагрузке на плунжер, равной среднеарифметической жидкостной нагрузке в крайних положениях динамического уровня Plm=0,5(P/(#dmn)+P/(Hamax)), дополнительный балансирный контргруз находится в своем «среднем» положении на балансире cm.
R =
где Qь - вес дополнительного балансирного груза; Рг - вес насосных штанг в жидкости; к - длина заднего плеча балансира (расстояние от оси качания до оси подвески шатунной траверсы); г - радиус кривошипа, соответствующий принятой длине хода; R - расстояние от центра кривошипного вала до центра тяжести роторного контргруза; Gp - суммарный вес кривошипных контргрузов, Н;
В результате расчета параметров динамической системы уравновешивания согласно уравнениям (1)-(5) рассчитываем динамику положения центра масс дополнительного груза на балансире как функцию динамического уровня:
-(Hd)- — ((Pr + РШ) ki. у d) Qb U 2 J к
GpR']
(5)
Анализ результатов расчетов
Исследование влияния эксплуатационных факторов на параметры системы динамического уравновешивания привода штанговой установки выполняется на примере станка-качалки 7СК8-3.5-4000. Параметры станка-качалки: длина переднего 1\ и заднего пле-
ча l2 балансира - 3500 и 2500 мм соответственно, длина шатуна lp - 3000 мм, результирующая масса кривошипных грузов составляет 6080 кг. В таблице представлены принятые в расчетах параметры скважины и штанговой установки.
Таблица. Геолого-технические и технологические параметры скважины и штанговой установки Table. Geological, technical and technological parameters of the well and rod installation
Внутренний диаметр лифтовых труб, мм Inner diameter of lift pipes, mm 62
Диаметр насоса, мм/Pump diameter, mm 57
Диаметр штанг, мм/Rod diameter, mm 22
Плотность материала штанг, кг/м3 Rod material density, kg/m3 7800
Глубина спуска насоса, м/Pump descent depth, m 1000
Устьевое давление, МПа/Wellhead pressure, MPa 0,5
Затрубное давление газа, МПа Annular gas pressure, MPa 0,5
Динамический уровень, м/Dynamic level, m 500-800
Вязкость воды; нефти, мПа*с Viscosity of water; oil, mPa*s 1; 10
Плотность воды, нефти, кг/м3 Density of water, oil, kg/m3 1000; 820
Обводненность продукции/Water cut, % 60
Длина хода полированного штока, м Stroke length of polished rod, m 2,5
Число качаний в минуту Number of strokes per minute 6
Максимальное плечо балансирного груза в процессе изменения уровня жидкости, м Maximum arm of the balancing weight when changing the liquid level, m 2,5 (равно
длине заднего плеча)
В процессе снижения динамического уровня с 500 до 800 м в период откачки скважинной продукции давление на приеме насоса снижается с 4,4 до 1,9 МПа (рис. 2, а). В связи со снижением давления интенсивность разгазирования нефти в затрубном пространстве скважины возрастает, и плотность жидкости снижается. В частности, при крайних положениях динамического уровня (500 и 800 м) средняя плотность смеси в затрубном пространстве составляет 784 и 661 кг/м3 соответственно (рис. 2, б).
Снижение давления на приеме насоса приводит к росту жидкостной нагрузки на плунжер, обусловленному разницей весов столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве (рис. 3), при снижении динамического уровня от 500 до 800 м нагрузка на плунжер возрастает до 53 %, с 12,2 до 18,7 кН. Рост нагрузок на плунжер в период откачки при периодическом способе добычи приводит к разбалансировке станка-качалки. Для сохранения балансировки независимо от текущего положения уровня жидкости необходимо динамическое уравновешивание привода, реализуемое в предлагаемой системе автоматического уравновешивания.
Требуемый (для поддержания динамической уравновешенности) вес дополнительного балансирного контргруза в значительной степени зависит от пределов изменения нагрузок на плунжер в период откачки, т. е. от интервала изменения динамического уровня (разницы уровней в крайних верхнем и нижнем положении ЛНгНйшк-Нщт, а также от принятой «длины хода» контргруза вдоль балансира Д/ (рис. 4). При увеличении ДД вес балансирного контргруза Qb возрастает (до 11,3 кН), при увеличении Д/ снижается (с 11,3 до 5,7 кН). Рост Qb с увеличением ДД связан с необходимостью компенсации большей жидкостной нагрузки на плунжер при снижении динамического уровня, снижение Qb с увеличением Д/ обусловлено увеличением «размаха» (разницы) плеча балансирного контргруза в процессе его перемещения вдоль балансира.
Плечо основного кривошипного контргруза напрямую зависит от веса балансирного контргруза (рис. 4, 5). При увеличении интервала изменения динамического уровня ДД вес балансирного груза возрастает (кривые 1-3, рис. 4), плечо кривошипного груза, напротив, снижается (кривые 1-3, рис. 5). Например, при Д/=1 м требуемый вес балансирного контргруза возрастает до 8 кН, а плечо кривошипного контргруза снижается на 23 %, с 1,03 до 0,79 м. При увеличении веса дополнительного балансирного контргруза увеличивается вклад балан-сирной и снижается вклад кривошипной составляющей в системе комбинированного уравновешивания, поэтому плечо кривошипного груза уменьшается.
1 Давление, МПа 3
200
Плотность, кг/м3 400 600
800
1000
400
500
600
; 700
■ 800
900
1000
400 500 600
,а
ин 700
ю >
Гл
800 900 1 000
1 \
, 1
2
Y
V \\
\
а/й б/b
Рис. 2. Распределение давления (а) и плотности флюида (б) в затрубном пространстве до приема насоса при динамическом уровне 500 (1), 650 (2) и 800 (3) м Fig. 2. Distribution ofpressure (a) and fluid density (b) in the annulus before the pump intake at a dynamic level of500 (1), 650 (2) and 800 (3) m
0
а45 40 35 30 25 20 Д15
19 18
17 1
к
16 s
m >
15 & а
X
14 13 12
500
600 700
Динамический уровень, м
800
Рис. 3. Динамика давления на приеме (штриховая линия) и жидкостной нагрузки на плунжер (сплошная линия) при изменении динамического уровня в период откачки скважинной продукции Fig. 3. Dynamics of pressure at the intake (dashed line) and liquid load on the plunger (solid line) with a change in the dynamic level during the pumping out ofwell products
12
10
2 3
0
50 100 150 200 250 Изменение динамического уровня, м
300
Fig 4.
Рис. 4. Зависимость веса дополнительного балансирного контргруза от изменения динамического уровня в процессе периодической откачки (1 -«длина хода» контргруза вдоль балансира Al=1 м, 2 - Al=1,5 м, 3 - Al=2 м)
Dependence of the weight of the additional balancing counterweight on the change in the dynamic level in the process of periodic pumping (1 - «stroke» of the counterweight along the balancer Al=1 m, 2 -Al=1,5 m, 3 - Al=2 m)
1,03
0,98
м0,93
ле0,88
0,83
0,78
0 50 100 150 200 250 Изменение динамического уровня, м
300
Рис. 5. Расчет плеча кривошипного контргруза как функции изменения динамического уровня в процессе периодической откачки (1 - «длина хода» контргруза вдоль балансира Al=1 м, 2 - Al=1,5 м, 3 - Al=2 м)
Fig. 5. Calculation of the arm of the crank counterweight as a function of the change in the dynamic level in the process of periodic pumping (1 - «stroke» of the counterweight along the balancer Al=1 m, 2 -Al=1,5 m, 3 - Al=2 m)
В ходе расчетов получено, что при увеличении динамического уровня с 500 до 800 м плечо дополнительного балансирного контргруза возрастает с 1,5 до 2,5 м, то есть на требуемую величину Al.
Детальный метод расчета параметров автоматического уравновешивания
В работе [22] разработана математическая модель динамики нагрузок, действующих на штанговую колонну и привод при эксплуатации скважины в периодическом режиме. Модель базируется на уравнении динамики деформаций штанговой колонны, которая описывается волновым уравнением продольных упругих колебаний стержня c учетом удельной внешней силы, действующей на штанги, складывающейся из силы тяжести насосных штанг в жидкости, силы вязкого трения штанг о жидкость и силы граничного трения штанг о стенки НКТ [23] :
д2ы
ASrTT ot
(d2u\
= ESr + fg + fh + fb,
где и(х/) - перемещение фиксированной точки колонны штанг, м; t - время, с; Е - модуль Юнга материала штанг, Па; ps - плотность материала штанг, кг/м3; х - лагранже-ва координата по длине колонны штанг, м; Sr - площадь
2 г
поперечного сечения штанг, м ; - сила тяжести, действующая на единицу длины штанговой колонны, Н/кг; //,, /ь - удельная на единицу длины штанг сила гидродинамического и граничного трения, Н/м.
Граничные условия для задачи учитывают колебания уровня жидкости в затрубном пространстве И(/) при расчете давления на приеме насоса рр(() и, соответственно, нагрузок, действующих на плунжер штангового насоса
S
u(0, t ) = — (1 - cos(2^n?)) ;
ES — (L, t) = ( p
r dxK ' 1 o
-pP> ) sp - Ffr,
где S - длина хода полированного штока, м; п - число качаний, с-1; L - длина штанговой колонны, м; рш -давление на выкиде насоса, МПа; Sp - площадь поперечного сечения плунжера, м2; Ffr - сила граничного трения в плунжерной паре, Н; рр/ - давление в под-плунжерной полости насоса, МПа.
Разработаны кинематическая и динамическая модели работы привода, учитывающие геометрию станка-качалки: изменение плеч нагрузок, связанных с силой натяжения канатной подвески Т и веса балансирного груза Gb, в процессе качания, изменение угла между балансиром и шатуном в точке их сочленения (рис. 6) [14].
Расчет параметров системы автоматического уравновешивания в рамках детального метода включает следующие пункты:
1. Задаемся интервалами времени работы скважины в периоды откачки и накопления. Интервал изменения динамического уровня в скважине в периодическом режиме работы Н/тш-Н^ах рассчитывается с учетом следующего уравнения динамики уровня жидкости в затрубном пространстве:
1
8
6
4
2
0
1
Рис. 6. Схема станка-качалки Fig. 6. Pumping unit scheme
h(t) = ■
( ( KpPgt\ ^
eXP [Г—)' 1
"APpr ~PgHp
Pg
- 11+ hmin exP| "
( Kvpgt t\
{-—y
на приеме насоса; Дррг - разница забойного давления и давления на приеме; qT - теоретическая подача;
2. Жидкостная нагрузка на плунжер, вес и положение балансирного груза рассчитываются так же, как и для экспресс-методики, однако нагрузка на головку балансира Т рассчитывается с учетом динамической составляющей из решения волнового уравнения [21]:
Рдин к)= Е8г ^ (О, Г).
3. Плечо кривошипного (основного) контргруза рассчитывается исходя из условия минимизации крутящего момента на кривошипном валу, определяемого с учетом зависимости [24, 25]
((Т (?)/! - ^^^^ ) сояв^) ^
М (t ) =
12cosr{t)
R,
X sin (a(t) + ß{t)) - Gsin (a(t
где р - плотность жидкости; Hp - глубина подвески штангового насоса; hmn - минимальное значение динамического уровня, соответствующее минимуму давления на приеме насоса ppmm; t - время; S - площадь кольцевого сечения между насосными трубами и обсадной колонной. Нижнее положение динамического уровня рассчитывается исходя из критерия равенства подачи насоса и притока пластового флюида:
Qres (Kp , Pres , Pp + 4Ppr ) = Pp )чт ,
где Qres - дебит скважины по жидкости; пР - коэффициент подачи насоса; Kp - коэффициент продуктивности пласта; pres- пластовое давление; pP - давление
где Т - нагрузка на головку балансира; 12 - длина заднего плеча балансира; 1Ь, Gь - соответственно плечо и вес балансирного уравновешивающего контргруза; Тр - усилие в шатуне кривошипно-шатунного механизма; Rc, Gc - соответственно радиус и вес кривошипного уравновешивающего контргруза.
Сравнение методов расчета системы автоматического уравновешивания
Для обоснования эффективности автоматической системы динамического уравновешивания и сравнения точности предложенных методик выполнены расчеты формирования крутящего момента на кривошипном валу в процессе работы штанговой установки в периодическом режиме (рис. 7) [26].
Время, с
а/а
35 30
S 25
*
? 20
£ 15 е
§ 10
S
>s 5
I 0
I-
ä -5 -10 -15 -20
Ш
# • ivA
l". I
□ f V W. j
] v. / •Л _
/ L ,
0 4 1 6 8 11
• • •
••
Время, с б/b
Рис. 7. Сравнение динамики крутящих моментов для предложенных методов расчета в нижнем (а) и верхнем (б) положении динамического уровня (сплошная линия - экспресс модель, штриховая - детальная модель, точки - обычное кривошипное уравновешивание)
Dynamics of torques comparison for the proposed calculation methods in the lower (a) and upper (b) position of the dynamic level (solid line - express model, dashed line - detailed model, dots - conventional crank balancing)
Fig. 7.
Из графиков видно, что для УСШН с автоматической системой уравновешивания достигается существенное снижение максимального крутящего момента - до 6 кН:м (26 %), при этом амплитуды крутящего момента в полуциклах (ход вверх и вниз) равны 1 (для детального метода уравновешивания) [27, 28]. Экспресс-метод расчета параметров контргруза несколько уступает детальному в эффективности. В нижнем положении динамического уровня максимальный крутящий момент для него на 3 кН/м (11,5 %) выше, чем для детального метода, а отношение пиков крутящего момента составляет 1,11, в верхнем положении разность крутящих моментов и асимметрия максимумов составляют соответственно 2,4 кН/м (11,3 %) и 1,11. Таким образом, оба метода расчета дают приемлемые результаты с точки зрения обеспечения минимального крутящего момента на кривошипном валу, выравнивания степени загрузки вала и электродвигателя [29, 30] в течение цикла откачки.
Выводы
1. Разработана методология расчета параметров автоматической системы динамического уравновешивания. Для модельного примера показано, что при эксплуатации скважины в периодическом режиме для УСШН с автоматической системой уравновешивания достигается существенное снижение максимального крутящего момента - до 6 кН/м (26 %), чем для УСШН с обычным балан-сирным уравновешиванием.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Исследование нагрузок на привод штанговых установок в тихоходном режиме при добыче высоковязкой нефти / К.Р. Уразаков, Р.З. Нургалиев, Г.И. Бикбулатова, С.Л. Сабанов, Ю.А. Болтнева // Нефтегазовое дело. - 2020. - Т. 18. - № 1. -С. 120-129.
2. Viscosity effects on sand flow regimes and transport velocity in horizontal pipelines / E. Zorgani, H. Al-Awadi, W. Yan, S. Al-Lababid, H. Yeung, C.P. Fairhurst // Experimental Thermal and Fluid Science. - 2018. - V. 92. - P. 89-96.
3. Gabor T. Sucker-rod pumping handbook: production engineering fundamentals and long-stroke rod pumping. - Houston, Texas: Gulf Professional Publishing, 2015. - 585 p.
4. Осипов Д.В. Контрольно-измерительные приборы и автоматизации технологического процесса на скважине, виды, принцип действия, назначения // Инновации. Наука. Образование. -2021. - № 28. - С. 1017-1020.
5. Выбор критерия уравновешенности штанговых скважинных насосных установок / Г.И. Бикбулатова, Г.И. Болтнева, А.С. Галеев, Р.Н. Сулейманов, С.Л. Сабанов // Газовая промышленность. - 2019. - № 11 (792). - С. 124-128.
6. Зюзев А.М., Бубнов М.В. Диагностика уравновешенности штанговой глубинной насосной установки по ваттметрограм-ме // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 4. - С. 178-187.
7. Волохин Е.А., Терентьев А.Н., Волохин А.В. Усовершенствование балансирного привода штанговой скважинной насосной установки // Вестник ИжГТУ имени М.Т. Калашникова. -2019. - Т. 22. - № 3. - С. 19-25.
8. Бажин М.В., Муравский А.К. Краткий обзор способов уравновешивания станков-качалок // Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горношахтного и нефтепромыслового оборудования. - 2016. -Т. 1. - С. 130-136.
9. Сабанов С.Л. Сравнительный анализ критериев уравновешивания тихоходной штанговой скважинной насосной
2. Предложен экспресс-метод для оценки параметров контргрузов, учитывающий статические составляющие нагрузок на плунжер и привод, и детальный метод с учетом динамических составляющих нагрузок. Показано, что оба метода расчета дают приемлемые результаты с точки зрения обеспечения минимального крутящего момента на кривошипном валу, выравнивания степени загрузки вала и электродвигателя в течение цикла откачки, для менее точного экспресс-метода крутящий момент до 3 кН/м (11,5 %) выше, чем для детального, а отношение пиков крутящего момента составляет 1,11.
3. Установлено, что требуемый (для поддержания динамической уравновешенности) вес дополнительного балансирного контргруза в значительной степени зависит от интервала изменения динамического уровня AHd в процессе откачки и «длины хода» контргруза вдоль балансира Al. При увеличении AHd вес балансирного контргруза Qb возрастает (до 11,3 кН в примере), при увеличении Al снижается (с 11,3 до 5,7 кН). Плечо кривошипного груза при увеличении веса дополнительного ба-лансирного контргруза уменьшается вследствие снижения вклада кривошипной составляющей в системе комбинированного уравновешивания.
Исследование выполнено при финансовой поддержке
РФФИ в рамках научного проекта № 19-38-90135.
установки // Газовая промышленность. - 2019. - № 7 (787). -С. 104-109.
10. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study / В. Hansen, B. Tolbert, C. Vernon, J.D. Hedengren // Computers and Chemical Engineering. - 2019. -V. 121. - P. 265-284.
11. Takacs G., Kis L., Koncz A. The calculation of gearbox torque components on sucker-rod pumping units using dynamometer card data // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2016. - № 6. - P. 101-110.
12. Имитационное моделирование установки штангового глубинного насоса для добычи нефти / Д.С. Торгаева, М.П. Сухору-ков, Ю.А. Шурыгин, Ю.А. Шиняков, Н.А. Шаляпина // Доклады ТУСУР. - 2019. - № 3. - С. 71-78.
13. Gabor Takacs, Laszlo Kis. A new model to find optimum counterbalancing of sucker-rod pumping units including a rigorous procedure for gearbox torque calculations // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - V. 205. - P. 1-11.
14. Brill J.P., Mukherjee H.K. Multiphase flow in wells. - Richardson, Texas: SPE, 1999. - 164 p.
15. Petalas N., Aziz K. A mechanistic model for multiphase flow in pipes // Petroleum Society of Canada. - 1998. - № 1. - P. 1-22.
16. Динамическая модель штанговой насосной установки для скважин с направленным профилем ствола / Р.Н. Бахтизин, К.Р. Уразаков, С.Ф. Исмагилов, А.С. Топольников, Ф.Ф. Давлетшин // Научные труды НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР. -2017. - № 4. - С. 74-82. DOI: 10.5510/ 0GP20170400333.
17. Boyuan Zheng, Xianwen Gao, Xiangyu Li. Fault detection for sucker rod pump based on motor power // Control Engineering Practice. - 2019. - V. 86. - P. 37-47.
18. Yang Y., Peng H., Wen Ch. Sand. Transport and deposition behaviour in subsea pipelines for flow assurance // Energies. -
2019. - V. 21. - № 12. - P. 1-12.
19. Стендовое моделирование динамических нагрузок на привод штанговых установок / К.Р. Уразаков, П.М. Тугунов, М.М. Ахтямов, В.А. Молчанова // Нефтегазовое дело. -
2020. - № 2. - С. 131-138.
20. Drift-flux parameters for threephase steady-state flow in wellbores / H. Shi, J. Holmes, L. Diaz, L.J. Durlofsky, K. Aziz // SPE Journal. - 2005. - V. 10. - № 2. - P. 130-137.
21. On the numerical simulation of sand transport in liquid and multiphase pipelines / М. Leporinia, А. Terenzi, B. Marchetti, F. Corvaro, F. Polonara // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - V. 175. - P. 519-535.
22. Building the dynamometer card of sucker rod pump using power consumption of the electric motor of pumping unit / G. Guluyev, A. Pashayev, F. Pashayev, A. Rzayev, E. Sabziyev // Problems of cybernetics and informatics: IV international conference. - Baku, Azerbaijan, September 12-14, 2012. - V. III. - P. 19-21.
23. Исследование режимов работы частотно-регулируемого электропривода станка-качалки / Р.Ф. Ярыш, А.Р. Гарифуллина, Р.И. Гарифуллин, А.Н. Якунин // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. - 2018. - № 11-12. - С. 56-64.
24. Сагдатуллин А.М. Регулирование режимов работы установок скважинных штанговых насосов оборудованных станками качалками // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - 2015. - Т. 13. - № 1. - С. 228-235.
25. Акберов Я.С. Анализ метода управления электропривода станка-качалки // Технология машиностроения. - 2019. -№ 10. - С. 36-40.
26. Хакимьянов М.И. Удельный расход электроэнергии при механизированной добыче нефти штанговыми глубиннонасос-ными установками // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. - 2014. - Т. 18. -№ 2 (63). - С. 54-60
27. Критерий уравновешенности тихоходного привода скважин-ной штанговой насосной установки для повышения надежности редуктора / А.С. Галеев, Р.З. Нургалиев, Г.И. Бикбулатова, С.Л. Сабанов, Ю.А. Болтнева // Нефтегазовое дело. - 2019. -Т. 17. - № 6. - С. 96-101.
28. Молчанов А.Г. Пути дальнейшего совершенствования штанговых скважинных насосных установок // Бурение и нефть. -2014. - № 2. - С. 3-8.
29. Станок-качалка: пат. Рос. Федерация № 2709589, опубл. 10.10.2019. Бюл. № 28.
30. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Тугунов П.М. Метод расчета динамических нагрузок и энергопотребления штанговой установки с системой автоматического уравновешивания // Записки Горного института. - 2020. - Т. 246. - С. 640-649.
Поступила 16.05.2022 г.
Прошла рецензирование 21.09.2022 г.
Информация об авторах
Уразаков К.Р., доктор технических наук, профессор, профессор кафедры машин и оборудования нефтегазовых промыслов, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Тугунов П.М., ассистент кафедры машины и оборудования нефтегазовых промыслов, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
UDC 622.276.53
METHODOLOGY FOR CALCULATING THE COMBINED SYSTEM FOR BALANCING THE DRIVE OF A ROD INSTALLATION WITH FLUCTUATIONS IN THE DYNAMIC LEVEL
Kamil R. Urazakov1,
urazakk@mail.ru
Pavel M. Tugunov1,
TugunovPM@gmail.com
1 Ufa State Petroleum Technological University, 1, Kosmonavtov street, Ufa, 450044, Russia.
Relevance. Drive balance is one of the key factors determining the efficiency of well operation by downhole rod pump units. This is of particular importance for stripper wells, which operate at the margin of profitability due to low flow rates and high energy consumption. Transferring them to a periodic mode leads to systemic fluctuations in the dynamic level. A change in the dynamic level causes a change in the loads acting on the rod string and balancer drive. To maintain the balance of the pumping unit under these conditions, it is necessary to adjust the position of the balancing counterweights.
Objective: analysis of the automatic balancing system of the pumping unit, including an additional balancing counterweight, with the inclusion of automatic switching, which provides balance control by turning on the auxiliary electric motor; development of a methodology for calculating the parameters of a dynamic balancing system, which makes it possible to carry out calculations of the deflection balancing mechanism.
Methods: express method for estimating the parameters of counterweights, taking into account the static components of the loads on the plunger and drive, and detailed method, taking into account the dynamic components of the loads.
Results. It is shown that both methods of calculation give acceptable results in terms of providing a minimum torque on the crankshaft to equalize the degree of loading of the shaft and the electric motor during the pumping cycle.
Conclusions. It was established that the required (to maintain dynamic balance) weight of the additional balancing counterweight grows to a large extent as the difference in the dynamic level increases during pumping and decreases with the growth in the «stroke length» of the counterweight along the balancer. The shoulder of the crank load with the increase in the weight of the additional balancing counterweight decreases due to decrease in the contribution of the crank component in the combined balancing system.
Key words:
rod pumping unit, periodic pumping mode, dynamic level, modeling, pumping unit, additional balancing weight, balancing.
The research was financially supported by the RFBR within the scientific project no. 19-38-90135.
REFERENCES
1. Urazakov K.R., Nurgaliyev R.Z., Bikbulatova G.I., Sabanov S.L., Boltneva Yu.A./ Investigation of loads on the drive of rod installations in low-speed mode during the production of high-viscosity oil. Oil and gas engineering, 2020, vol. 18, no. 1, pp. 120-129. In Rus.
2. Zorgani E., Al-Awadi H., Yan W., Al-Lababid S., Yeung H., Fairhurst C.P. Viscosity effects on sand flow regimes and transport velocity in horizontal pipelines. Experimental Thermal and Fluid Science, 2018, vol. 92, pp. 89-96.
3. Gabor T. Sucker-rod pumping handbook: production engineering fundamentals and long-stroke rod pumping. Houston, Texas, Gulf Professional Publishing, 2015. 585 p.
4. Osipov D.V. Instrumentation and automation of the technological process at the well, types, principle of operation, purpose. Innovations. The science. Education, 2021, no. 28, pp. 1017-1020. In Rus.
5. Bikbulatova G.I., Boltneva G.I., Galeev A.S., Suleymanov R.N., Sabanov S.L. Choice of balance criterion for sucker-rod pumping units. Gas industry, 2019, no. 11 (792), pp. 124-128. In Rus.
6. Zyuzev A.M., Bubnov M.V. Diagnosis of the balance of a suckerrod pumping unit according to the wattmeter diagram. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2019, vol. 330, no. 4, pp. 178-187. In Rus.
7. Volokhin E.A., Terentiev A.N., Volokhin A.V. Improvement of the balance drive of a sucker rod pumping unit. Bulletin of ISTU named after M.T. Kalashnikov, 2019, vol. 22, no. 3, pp. 19-25. In Rus.
8. Bazhin M.V., Muravsky A.K. A brief review of methods for balancing pumping units. Actual problems of improving the efficiency and safety of operation of mining and oilfield equipment, 2016, vol. 1, pp. 130-136. In Rus.
9. Sabanov S.L. Comparative analysis of balancing criteria for a low-speed sucker rod pumping unit. Gas industry, 2019, no.7 (787), pp. 104-109. In Rus.
10. Hansen B., Tolbert B., Vernon C., Hedengren J.D. Model predictive automatic control of sucker rod pump system with simulation case study. Computers and Chemical Engineering, 2019, vol. 121, pp. 265-284.
11. Takacs G., Kis L., Koncz A. The calculation of gearbox torque components on sucker-rod pumping units using dynamometer card data. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2016, no. 6, pp. 101-110.
12. Torgaeva D.S., Sukhorukov M.P., Shurygin Yu.A., Shinyakov Yu.A., Shalyapina N.A. Simulation modeling of a sucker rod pump for oil production. Reports of TUSUR, 2019, no. 3, pp. 71-78. In Rus.
13. Gabor Takacs, Laszlo Kis. A new model to find optimum counterbalancing of sucker-rod pumping units including a rigorous procedure for gearbox torque calculations. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2021, vol. 205, pp. 1-11.
14. Brill J.P., Mukherjee H.K. Multiphase flow in wells. Richardson. Texas: SPE, 1999. 164 p.
15. Petalas N., Aziz K. A mechanistic model for multiphase flow in pipes. Petroleum Society of Canada, 1998, no. 1, pp. 1-22.
16. Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Ismagilov S.F., Topolnikov A.S., Davletshin F.F. Dynamic model of a sucker-rod pumping unit for wells with a directed borehole profile. Scientific works of NIPI «Neftegaz» SOCAR, 2017, no. 4, pp. 74-82. In Rus. DOI: 10.5510/ OGP20170400333.
17. Boyuan Zheng, Xianwen Gao, Xiangyu Li. Fault detection for sucker rod pump based on motor power. Control Engineering Practice, 2019, vol. 86, pp. 37-47.
18. Yang Y., Peng H., Wen Ch. Sand. Transport and deposition behaviour in subsea pipelines for flow assurance. Energies, 2019, vol. 21, no. 12, pp. 1-12.
19. Urazakov K.R., Tugunov P.M., Akhtyamov M.M., Molchanova V.A. Bench modeling of dynamic loads on the drive of rod installations. Oil and gas engineering, 2020, no. 2, pp. 131-138. In Rus.
20. Shi H., Holmes J., Diaz L., Durlofsky L.J., Aziz K. Drift-flux parameters for threephase steady-state flow in wellbores. SPE Journal, 2005, vol. 10, no. 2, pp. 130-137.
21. Leporinia M., Terenzi A., Marchetti B., Corvaro F., Polonara F. On the numerical simulation of sand transport in liquid and multiphase pipelines. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019, vol. 175, pp. 519-535.
22. Guluyev G., Pashayev A., Pashayev F., Rzayev A., Sabziyev E. Building the dynamometer card of sucker rod pump using power consumption of the electric motor of pumping unit. IV international conference. Problems of cybernetics and informatics. Baku, Azerbaijan, September 12-14, 2012. Vol. III, pp. 19-21.
23. Yarysh R.F., Garifullina A.R., Garifullin R.I., Yakunin A.N. Studying of the operating modes of the frequency-controlled electric drive of the pumping unit. News of Higher Educational Institutions. Energy problems, 2018, no. 11-12, pp. 56-64. In Rus.
24. Sagdatullin A.M. Operating modes regulation of installations of borehole rod pumps equipped with rocking machines. Bulletin of Almetyevsk State Oil Institute, 2015, vol. 13, no. 1, pp. 228-235. In Rus.
25. Akberov Y.S. Analysis of the control method of the pumping unit electric drive. Mechanical engineering technology, 2019, no. 10, pp. 36-40. In Rus.
26. Khakimyanov M.I. Specific power consumption in mechanized oil production by sucker-rod pumping units. Bulletin of the Ufa State Aviation Technical University, 2014, vol. 18, no. 2 (63), pp. 54-60. In Rus.
27. Galeev A.S., Nurgaliev R.Z., Bikbulatova G.I., Sabanov S.L., Boltneva Y.A. Balance criterion for a low-speed drive of a down-hole rod pumping unit to improve the reliability of the gearcase. Oil and gas engineering, 2019, vol. 17, no. 6, pp. 96-101. In Rus.
28. Brunman V.E., Vataev A.S., Volkov A.N., Volkov E.A., Petkova A.P., Kochanzhi F.I., Plotnikov D.G. Methods for improving the energy efficiency of oil production with sucker-rod pumps in the development of low-rate fields in the cluster method. Bulletin of mechanical engineering, 2017, no. 2, pp. 33-37. In Rus.
29. Urazakov K.R., Molchanova V.A., Tugunov P.M., Baryshnikov Yu.N., Alimetov Sh.A. Stanok-kachalka [Pumping unit]. Patent RF no. 2709589, 2019.
30. Urazakov K.R., Molchanova V.A., Tugunov P.M. Method for calculating dynamic loads and energy consumption of a rod installation with an automatic balancing system. Notes of Mining Institute, 2020, vol. 246, pp. 640-649. In Rus.
Received: 16 May 2022.
Reviewed 21 September 2022.
Information about the authors KamilR. Urazakov, Dr. Sc., professor, Ufa State Petroleum Technological University. PavelM. Tugunov, assistant, Ufa State Petroleum Technological University.
