Научная статья на тему 'Моделирование характеристик струйного насоса'

Моделирование характеристик струйного насоса Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
693
122
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
СТРУЙНЫЙ НАСОС / ЗАТРУБНОЕ ДАВЛЕНИЕ ГАЗА / НЕФТЯНАЯ СКВАЖИНА / ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ / ГАЗОЖИДКОСТНАЯ СМЕСЬ / ГАЗОВЫЙ ФАКТОР / МОДЕЛИРОВАНИЕ ОДНОФАЗНОГО ПОТОКА / ИНЖЕКЦИЯ ГАЗА / JET PUMP / THE ANNULAR GAS PRESSURE / OIL WELL DYNAMIC LEVEL / GAS-LIQUID MIXTURE / GAS FACTOR / SIMULATION OF SINGLE-PHASE FLOW / GAS INJECTION

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Уразаков Камил Рахматуллович, Мухин Илья Андреевич, Вахитова Роза Ильгизовна

В процессе добычи нефти нередко возникает проблема удаления газа из затрубного пространства скважины (кольцевое пространство между наружной поверхностью насосно-компрессорных труб и обсадной колонной). Повышение давления в затрубном пространстве негативно сказывается на производительности, так как приводит к росту противодавления на пласт и, следовательно, к уменьшению притока жидкости к забою, оттеснению уровня жидкости до приема насоса, снижению его подачи или аварийному выходу из строя в следствие попаданию газа в центробежный насос. Одна из причин увеличения затрубного давления повсеместное применение на промыслах напорной системы, которое сопровождается ростом устьевых давлений скважин. Снижение давления газа в затрубном пространстве является эффективной мерой по увеличению продуктивности скважины, поэтому в нефтяных компаниях наработан значительный опыт решения данной задачи. Наибольшее распространение получили устьевые обратные клапаны, монтируемые на устьевой арматуре, однако у них есть ряд эксплуатационных недостатков. Одной из основных проблем является то, что эти клапаны срабатывают только при условии повышения давления в затрубном пространстве до значения, превышающего давление в сборном трубопроводе. А поскольку давление в последнем зависит от множества факторов таких как: длина трубопровода, его геодезическая отметка, вязкость жидкости, и зачастую является высоким, в затрубном пространстве также поддерживается высокое давление. Также при низких температурах наружного воздуха они замерзают, что снижает их надежность. Одним из предлагаемых решений по автоматическому снижению давления в затрубном пространстве является применение струйного насоса, обеспечивающего в процессе своего функционирования инжекцию газа из затрубного пространства выше динамического уровня в насосно-компрессорных трубах.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Уразаков Камил Рахматуллович, Мухин Илья Андреевич, Вахитова Роза Ильгизовна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Modeling the characteristics of jet pump

In the process of oil extraction a problem of the removal of gas from the annulus (the annulus between the outer surface of the tubing and the casing) is often appears. Increasing the pressure in the annulus has a negative impact on performance, as it leads to an increase in pressure of the formation and, consequently, to a decrease in flow to the bottom, marginalization level of the liquid to the pump intake, a decrease in its supply or disaster damage in consequence of ingress of gas in the centrifugal pump. One of the reasons for the increase in annulus pressure is a widespread use in the fields of pressure, which is accompanied by an increase wellhead of pressures wells. Reducing the gas pressure in the annulus is an effective measure to increase the productivity of the well, so the oil companies have gained significant experience in solving this problem. The most widely are used wellhead check valves, mounted on the wellhead, but they have a number of operational weaknesses. One major problem is that these valves are activated only if the pressure rises in the annulus to a value greater than the pressure in the collecting duct. But as the pressure in the latter depends on many factors such as the length of the pipeline, its geodesic marker, the viscosity of the fluid, and often is high in the annulus is also supported by the high pressure. Also, at low ambient temperatures they freeze, that reduces their reliability. One of the proposed solutions for the automatic reduction of pressure in the annulus is the usage of a jet pump, ensuring in the process of functioning of the gas injection from the annulus above the fluid level in tubing.

Текст научной работы на тему «Моделирование характеристик струйного насоса»

Уразаков К.Р. Urazakov K.R.

доктор технических наук, профессор, кафедра «Технологические машины и оборудование»

ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Россия,

Мухин И.А. Muhin I.A.

кандидат технических наук главный специалист отдела охраны окружающей среды и пожарно-промышленной

безопасности, ООО «НИПИ НГ ПЕТОН», г. Уфа, Россия,

Вахитова Р.И. Vahitova Я.1.

кандидат технических наук, доцент, кафедра «Промышленная теплоэнергетика» ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск, Россия

УДК 622.692

МОДЕЛИРОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК СТРУЙНОГО НАСОСА

В процессе добычи нефти нередко возникает проблема удаления газа из затрубного пространства скважины (кольцевое пространство между наружной поверхностью насосно-компрессорных труб и обсадной колонной).

Повышение давления в затрубном пространстве негативно сказывается на производительности, так как приводит к росту противодавления на пласт и, следовательно, к уменьшению притока жидкости к забою, оттеснению уровня жидкости до приема насоса, снижению его подачи или аварийному выходу из строя в следствие попаданию газа в центробежный насос.

Одна из причин увеличения затрубного давления - повсеместное применение на промыслах напорной системы, которое сопровождается ростом устьевых давлений скважин.

Снижение давления газа в затрубном пространстве является эффективной мерой по увеличению продуктивности скважины, поэтому в нефтяных компаниях наработан значительный опыт решения данной задачи.

Наибольшее распространение получили устьевые обратные клапаны, монтируемые на устьевой арматуре, однако у них есть ряд эксплуатационных недостатков.

Одной из основных проблем является то, что эти клапаны срабатывают только при условии повышения давления в затрубном пространстве до значения, превышающего давление в сборном трубопроводе. А поскольку давление в последнем зависит от множества факторов таких как: длина трубопровода, его геодезическая отметка, вязкость жидкости, и зачастую является высоким, в затрубном пространстве также поддерживается высокое давление. Также при низких температурах наружного воздуха они замерзают, что снижает их надежность.

Одним из предлагаемых решений по автоматическому снижению давления в затрубном пространстве является применение струйного насоса, обеспечивающего в процессе своего функционирования инжекцию газа из затрубного пространства выше динамического уровня в насосно-компрессорных трубах.

Ключевые слова: струйный насос, затрубное давление газа, нефтяная скважина, динамический уровень, газожидкостная смесь, газовый фактор, моделирование однофазного потока, инжекция газа.

MODELING THE CHARACTERISTICS OF JET PUMP

In the process of oil extraction a problem of the removal of gas from the annulus (the annulus between the outer surface of the tubing and the casing) is often appears.

Increasing the pressure in the annulus has a negative impact on performance, as it leads to an increase in pressure of the formation and, consequently, to a decrease in flow to the bottom, marginalization level of the liquid to the pump intake, a decrease in its supply or disaster damage in consequence of ingress of gas in the centrifugal pump.

One of the reasons for the increase in annulus pressure is a widespread use in the fields of pressure, which is accompanied by an increase wellhead of pressures wells.

Reducing the gas pressure in the annulus is an effective measure to increase the productivity of the well, so the oil companies have gained significant experience in solving this problem.

The most widely are used wellhead check valves, mounted on the wellhead, but they have a number of operational weaknesses.

One major problem is that these valves are activated only if the pressure rises in the annulus to a value greater than the pressure in the collecting duct. But as the pressure in the latter depends on many factors such as the length of the pipeline, its geodesic marker, the viscosity of the fluid, and often is high in the annulus is also supported by the high pressure. Also, at low ambient temperatures they freeze, that reduces their reliability.

One of the proposed solutions for the automatic reduction of pressure in the annulus is the usage of a jet pump, ensuring in the process of functioning of the gas injection from the annulus above the fluid level in tubing.

Keywords: jet pump, the annular gas pressure, oil well dynamic level, gas-liquid mixture, gas factor, simulation of single-phase flow, gas injection.

Абсолютное большинство нефте- и газодобывающих предприятий сталкивается с задачами повышения производительности нефтяных и газовых скважин, увеличения приемистости нагнетательных скважин, вводимых после процессов бурения и капитального ремонта, восстановления и увеличения значений коэффициента продуктивности и первоначальной проницаемости нефтяных и газовых скважин после проведения ремонтных работ.

Несмотря на явные преимущества компоновки скважины тандемной установкой для добычи нефти [1-4], как простота конструкции и относительная дешевизна ее исполнения, возникают сложности с подбором основных эксплуатационных параметров электроцентробежного насоса (ЭЦН) и струйного насоса.

С целью увеличения надежности установки погружного центробежного насоса в процессе эксплуатации разработан струйный аппарат для перепуска газа из затрубного пространства нефтяной скважины (патент РФ на изобретение № 2517287), для предотвращения осложнений, возникающих при эксплуатации добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН с высоким давлением затрубного газа выше динамического уровня [5].

В отличие от конструкций, приведенных в работах [6,7] одна часть вышеупомянутого эжектора выполнена подвижной.

Изобретение рекомендовано к применению в нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, с целью перепуска газа

из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ).

Струйный аппарат предназначен для улучшения условий эксплуатации установки погружного электроцентробежного насоса посредством увеличения значения коэффициента полезного действия.

Струйный аппарат, предназначенный для перепуска газа из затрубного пространства скважины в колонну НКТ, монтируется выше динамического уровня и связывает затрубное пространство с полостью колонны НКТ посредством обратного клапана. Струйный аппарат для перепуска затрубного газа представляет собой две симметричные части в продольном разрезе, одна из частей устанавливается с обратным клапаном неподвижно, а вторая часть может продольно перемещаться внутри колонны НКТ. Подвижная часть аппарата соединена посредством постоянных магнитов с подпружиненным снизу поршнем, и расположенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижняя часть его сообщается с затрубным пространством, а верхняя -с полостью колонны НКТ.

В процессе эксплуатации установки ЭЦН наблюдается разгазирование продукции пласта на приеме погружного насоса, при этом часть затруб-ного газа попадает в полость установки ЭЦН и по колонне НКТ поднимается на дневную поверхность, а другая часть газа попадает в затрубное пространство и скапливается над динамическим уровнем, увеличивая давление газа. При возрастании давления затрубного газа происходит воздействие его через отверстие на нижний торец поршня. Под действием сил пружины и давления газа, превыша-

ющего давление жидкости в пласте, созданное через отверстие, поршень поднимается вверх, увлекая за собой через постоянные магниты подвижную часть струйного аппарата для перепуска газа из затруб-ного пространства. При достижении подвижной части крайнего верхнего положения струйный аппарат начинает работать в рабочем режиме, понижая давление в суживающемся канале, при этом обратный клапан открывается, и затрубный газ перепускается в колонну НКТ, понижая

давление газа в затрубном пространстве. После понижения давления газа подвижная часть струйного аппарата перемещается вниз под собственным весом, увлекает при этом за собой поршень через постоянные магниты, сжимает пружину. Соответственно проходное сечение между неподвижной и подвижной частями струйного аппарата возрастает, соответственно гидравлическое сопротивление пластовой жидкости, движущейся по колонне НКТ, становится меньше (рисунок 1).

Та

а-а

Рис. 1. Струйный аппарат для перепуска затрубного газа: 1 - колонна НКТ; 2 - подпоршневая полость; 3 - неподвижная симметричная половина; 4 - обратный клапан; 5 - подвижная симметричная половина; 6 - постоянный магнит; 7 - пружина; 8 - поршень; 9 - цилиндр; 10, 12 - отверстие; 11 - затрубное пространство; 12 - обсадная колонна; 14 - УЭЦН; Н - сужение

Применение струйного аппарата для перепуска газа из затрубного пространства в колонну НКТ способствует снижению давления затруб-ного газа, при этом повышая уровень пластовой жидкости над погружным насосом в скважине. В свою очередь, это позволяет увеличить дебит нефтяной скважины, исключить образование гидратных пробок в затрубном пространстве, повысить КПД установки ЭЦН, уменьшить глубину подвески погружной установки и снизить расход НКТ, увеличить межремонтный период работы нефтяной скважины.

В своей работе [8] авторы предлагают теоретическое обоснование выбора параметров ЭЦН и струйного насоса.

Основной задачей является численный расчет перепада давления на сопле струйного насоса, получение местных гидравлических сопротивлений и установление сил, влияющих на конструкцию струйного насоса в результате сужения проходного сечения канала, а также оптимизация геометрических характеристик канала струйного насоса.

Для численного решения задачи был выбран пакет ANSYS 14.5.

Задача решалась в симметричной постановке. Работа агрегата рассматривалась в закрытом и открытом положении (рисунок 2,3).

Входными параметрами для моделирования струйного насоса являются:

диаметр насосных труб - 50,7 мм; давление газа в затрубном пространстве 20 атм - начало работы струйного насоса, 10 атм - конец работы;

плотность жидкости - 870 кг/м3; температура среды - 25°С; вязкость жидкости - 7 мПас; полное давление на входе - 2,5 МПа; статическое давление на выходе - 0,6 МПа. Расчет велся для двумерной расчетной области. В контактных областях была задана шероховатость стенки с коэффициентом 0,2. Для упрощения решения, было принято решение о построении пары расчетных моделей, когда подвижная половина резьбы находится в нижней части и, соответственно, струйный насос не функционирует, и ситуации, когда подвижный элемент поднят пружиной - в этом случае струйный насос находится в режиме функци-

онирования, остальные элементы, не влияющие на расчет, упрощены.

Для более корректного расчета процессов, происходящих у стенок (течение Пуазейля, течение Куэтта-Тейлора и т.п.) был применен инструмент «Инфляция» с измельчением пристеночных ячеек до размера 10-3 мм.

Пластовая газожидкостная смесь при входе в струйный аппарат имеет давление Рт . Проходя через сопловое устройство, диаметр которого равен 5 мм, увеличивается ее скорость, в результате этого при входе в камеру приема образуется пониженное давление Рвхн . За счет давления затрубного газа в скважине, происходит процесс инжекции газа в струйный аппарат. Далее происходит выравнивание скорости течения газожидкостной смеси с давлением Ршх .

В процессе моделирования в первом приближении был рассмотрен однофазный поток. В дальнейшем для изучения влияния газового фактора на режим работы струйного насоса было выполнено три расчета с увеличением объемного содержания газа в подаче до 20% об.

Рис. 2. Расчетный домен. Струйный насос в рабочем положении

На рисунках 4, 5 представлены сеточные соответственно, содержащие ~ 323 и 493 тыс. модели насоса в закрытом и открытом положении ячеек.

Рис. 4. Сеточная модель насоса в закрытом положении

Рис. 5. Сеточная модель насоса в открытом положении

На рисунках 6-11 представлены результаты расчетов. На рисунках 6-8 струйный насос находится в рабочем (закрытом) положении: сила,

действующая на подвижную часть насоса, составляет 1857,31 Н или 189,3 кгс.

Рис. 6. Векторное поле скоростей

Рис. 7. Распределение осевой компоненты скорости

Рис. 8. Поле абсолютного давления

На рисунках 9-11 струйный насос находится в ющая на подвижную часть насоса, составляет нерабочем (открытом) положении: сила, действу- 3584,54 Н или 364,6 кгс.

Рис. 9. Векторное поле скоростей

Рис. 10. Распределение осевой компоненты скорости

Рис. 11. Поле абсолютного давления

В открытом положении насоса силы распределяются следующим образом: в лобовой части действует сила 1107 Н, а в диффузорной части -1210,8 Н. Высокая сила в диффузорной объясняется разрежением потока (рисунок 12).

Также при моделировании однофазного потока наблюдалось резкое падение давления в области диффузора, что в свою очередь может означать наличие развитой области кавитации.

Рис. 12. Разряжение потока при обтекании половины струйного насоса

На основании вышеизложенного искомая результирующая величина Р подвижную часть струйного насоса:

сила, действующая на

_/7 _|- /7 _/7

полная (ффронт mg П полная(тыльная)

где: Рт

полная(фроыт) - полная силa, действующая на

подвижную часть струйного насоса в направлении движения жидкости (фронтальная);

Ртё - сила, развиваемая весом подвижной части с утяжелителем;

- сила, развиваемая пружиной;

полная(тыльная) - полная силa, действуюЩая на

подвижную часть струйного насоса в направлении, противоположном движению жидкости (тыльная), как результат падения давления жидкости в диффузоре (рисунок 13).

Рис. 13. Проекции сил в струйном насосе

Далее был произведен проверочный расчет моделирования двухфазного потока жидкости с объемом газовой фазы до 20% об. (рисунок 14). Результаты расчета приведены в таблице 1. 9.в9б<М}ОТ

I

Э.053С-ООТ 5.410<Н>(П

4.550Й--001 3.9О0£-СКИ

з.геэыкн г.его^оот

Рис. 14. Распределение объемного отношения газовой фазы, об.%

Таблица 1

Параметры функционирования струйного насоса в закрытом положении в зависимости

от объемного содержания газовой фазы

Газовая фаза, об.% Падение давления в рабочей части, МПа Сила, действующая на подвижную часть

20% 5,2 1879.64 Н

15% 5,7 2098.41 Н

10% 6,7 2499.91 Н

5% 8,6 2990.70 Н

Также путем последовательных решений с метров сопла. Диаметр сужения, исходя из опорных различными геометрическими размерами были полу- значений и граничных условий, получен 5,034 мм, чены оптимальные значения геометрических пара- угол сужения = 17%, угол расширения = 6%.

Рис. 15. Геометрические характеристики струйного насоса

В работе проведено численное исследование струйного насоса для однофазной жидкости и для газожидкостной смеси до 20% об. Получены значения силы, действующей на подвижную часть

Список литературы

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

1. Уразаков К .Р. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН [Текст] / К.Р. Уразаков, Р.И. Вахитова, Д.А. Сарачева // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 3. - С. 134-146.

2. Дроздов А. Н. Применение насосно-эжек-торных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации [Текст] / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, А.В. Деньгаев, Д.Н. Ламбин, А.М. Кочергин, В.В. Курятников // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 3. - С. 31-46.

3. Брилл Дж.П. Многофазный поток в скважинах [Текст] / Дж.П. Брилл, Х. Мукерджи. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.

4. Сазонов Ю. А. Расчеты струйных насосов. Учебное пособие [Текст] / Ю.А. Сазонов, Р.В. Сазонова. - М.: ГАНГ, 1997. - 52 с.

5. Патент РФ на изобретение № 2517287, МПК E21B 43/12, F04F 5/00 Струйный аппарат для перепуска затрубного газа [Текст] / К.Р. Уразаков, Р.И. Вахитова, Д.А. Сарачева, Э.В. Абрамова; патеното-обладатель: Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального

струйного насоса, что позволяет провести подбор пружины и компенсирующего груза для оптимального функционирования струйного насоса.

образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» (RU) - № 2012149306 /03. -заявлено 19.11.2012 г. - опубл. 27.05.2014 г. - Бюл. № 15.

6. Патент РФ на изобретение № 2318983, МПК E21B34/06 Автоматическое устройство для перепуска затрубного газа [Текст] / К.Р. Уразаков, В.А. Молчанова, Д.В. Маркелов, В.В. Горбунов; патентообладатель: ООО «РН-УфаНИПИнефть» (RU) -№ 2007105929/03. - заявлено 07.02.2007 г. - опубл. 10.03.2008 г. - Бюл. №7.

7. Патент РФ на изобретение № 2305171, МПК E21B34/06 Автоматическое клапанное устройство для перепуска затрубного газа [Текст] / К.Р. Уразаков, В.А. Молчанова, Д.В. Маркелов, О.А. Тяпов, В.В. Дмитриев, И.И. Иконников; патентообладатель: ООО «РН-УфаНИПИнефть» (RU) -№ 2006102229/03. - заявлено 26.01.2006 г. - опубл. 27.08.2007 г. - Бюл. № 24.

8. Уразаков К. Р. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства газа [Текст] / К.Р. Уразаков, В.А. Молчанова, А.С. Топольников // Нефть. Газ. Новации. - 2007. - № 6. - С. 54-60.

References

1. Urazakov K. R. Metodika rascheta parametrov strujnogo nasosa pri sovmestnoj jekspluatacii s JeCN [Text] / K.R. Urazakov, R.I. Vahitova, D.A. Saracheva // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal «Neftegazovoe delo». - 2011. - № 3. - S. 134-146.

2. Drozdov A. N. Primenenie nasosno-jezhektornyh sistem «Tandem» na neftjanyh mestorozhdenijah Rossijskoj Federacii [Text] / A.N. Drozdov, V.S. Verbickij, A.V. Den'gaev, D.N. Lambin, A.M. Kochergin, V.V. Kurjatnikov // Neftepromyslovoe delo. - 2004. - № 3. - S. 31-46.

3. Brill Dzh. P. Mnogofaznyj potok v skvazhinah [Text] / Dzh.P. Brill, H. Mukerdzhi. - Moskva-Izhevsk: Institut komp'juternyh issledovanij, 2006. - 384 s.

4. Sazonov Ju.A. Raschety strujnyh nasosov. Uchebnoe posobie [Text] / Ju.A. Sazonov, R.V. Sazonova. - M.: GANG, 1997. - 52 s.

5. Patent RF na izobretenie № 2517287, MPK E21B 43/12, F04F 5/00 Strujnyj apparat dlja perepuska zatrubnogo gaza [Text] / K.R. Urazakov, R.I. Vahitova, D.A. Saracheva, Je.V. Abramova; patenotoobladatel': Gosudarstvennoe bjudzhetnoe obrazovatel'noe uchrezhdenie vysshego professional'nogo obrazovanija

"Al'met'evskij gosudarstvennyj neftjanoj institut" (RU) - № 2012149306 /03. - zajavleno 19.11.2012 g. -opubl. 27.05.2014 g. - Bjul. № 15.

6. Patent RF na izobretenie № 2318983, MPK E21B34/06 Avtomaticheskoe ustrojstvo dlja perepuska zatrubnogo gaza [Text] / K.R. Urazakov, V.A. Molchanova, D.V. Markelov, V.V. Gorbunov; patenotoobladatel': OOO "RN-UfaNIPIneft'" (RU) -№ 2007105929/03. - zajavleno 07.02.2007 g. - opubl. 10.03.2008 g. - Bjul. №7.

7. Patent RF na izobretenie № 2305171, MPK E21B34/06 Avtomaticheskoe klapannoe ustrojstvo dlja perepuska zatrubnogo gaza [Text] / K.R. Urazakov, V.A. Molchanova, D.V. Markelov, O.A. Tjapov, V.V. Dmitriev, I.I. Ikonnikov; patenotoobladatel': OOO "RN-UfaNIPIneft'" (RU) - № 2006102229/03. -zajavleno 26.01.2006 g. - opubl. 27.08.2007 g. - Bjul. № 24.

8. Urazakov K. R., Molchanova V. A., Topol'ni-kov A. S. Matematicheskaja model' shtangovoj ustanovki s jezhektorom dlja otkachki gaza iz zatrubnogo prostranstva gaza [Text] / K.R. Urazakov, V.A. Molchanova, A.S. Topol'nikov // Neft'. Gaz. Novacii. - 2007. - № 6. - S. 54-60.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.