CC BY
47НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 622.276.054
A.В. Булат1, e-mail: avbuiat87@gmaii.com; А.В. Деговцов1, e-mail: degovtsov.a1eksey@yandex.ru;
B.Н. Ивановский1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; Д.О. Корольков1, e-mail: dfkorolkov@mail.ru; А.А. Сабиров1, e-mail: albert_sabirov@mail.ru
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Особенности работы скважинных сепараторов механических примесей в составе скважинных штанговых насосных установок
Воздействие на призабойную зону пласта в целях интенсификации добычи нефти приводит к повышенному выносу механических примесей и, как следствие, к отказам скважинного насосного оборудования. На долю отказов, связанных с воздействием механических примесей, приходится до 80 % всех отказов скважинного оборудования. Существующие методы борьбы с негативным воздействием механических примесей можно разделить на технологические и технические. К техническим относится применение различных фильтров, а также использование сепараторов механических примесей, устанавливаемых в скважине или входящих в состав насосной установки. Сепараторы извлекают самый широкий диапазон частиц по гранулометрическому составу и менее подвержены засорению, что делает данный вид оборудования наиболее перспективным для защиты скважинного оборудования. Особенностью работы скважинных штанговых насосов является циклическая подача жидкости, что приводит к периодическому движению жидкости в сепараторе механических примесей. Поэтому при проектировании сепараторов механических примесей насосных установок необходимо учитывать влияние таких параметров работы установки, как частота качаний, длина хода и движение плунжера.
В статье представлен анализ зависимостей, полученных в результате моделирования работы сепаратора механических примесей. Сделан вывод о том, что путь, проходимый частицами за такт нагнетания насоса, мал, причем уменьшение размера частиц, осаждаемых в жидкости, влечет за собой уменьшение пройденного частицами пути. При увеличении вязкости откачиваемой жидкости и без того малый путь частиц дополнительно сокращается. Сделан вывод, что при проектировании сепараторов механических примесей для скважинных штанговых насосов необходимо оптимизировать размеры конструкции, уменьшение которых приводит к увеличению эффективности сепарации во время такта нагнетания насоса.
Представлены рациональные области применения серийно выпускаемых скважинных сепараторов механических примесей в случае их использования в сочетании со скважинными штанговыми насосными установками.
Ключевые слова: скважинная штанговая насосная установка, сепаратор, механические примеси, плунжер, частота качаний, длина хода, такт нагнетания.
A.V. Bulat1, e-mail: avbu1at87@gmai1.com; A.V. Degovtsov1, e-mail: degovtsov.a1eksey@yandex.ru; V.N. Ivanovskiy1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; D.O. Korolkov1, dfkoro1kov@mai1.ru; A.A. Sabirov1, e-mai1: a1bert_sabirov@mai1.ru
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Features of the Work of Well Separators Mechanical Impurities in the Composition of Sucker-Rod Pumping Unit
Impact on the bottomhole formation zone with the aim of intensification of oil production lead to increased removal of mechanical impurities and, as a consequence, the subsequent failure of the downhole pumping equipment. The share of failures associated with the impact of mechanical impurities accounts for up to 80 % of all failures of downhole equipment. Existing methods of dealing with the negative impact of mechanical impurities can be divided into technological and technical. The technical methods include the use of various filters, and the use of separators of mechanical impurities installed in the well or also included in the pumping unit.
42
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Separators have the widest range of recoverable particles by granulometric composition and are less susceptible to clogging, which makes this type of equipment the most promising in application for the protection of downhole equipment. A feature of the well sucker rod pumps is the frequency of liquid supply, which leads to the frequency of liquid supply and mechanical impurities in the separator. Therefore, when designing mechanical impurities separators for the sucker-rod pumping unit, it is necessary to take into account the influence of the parameters of the installation (swing frequency, stroke length of the plunger, the law of motion of the plunger).
The article presents an analysis of the dependences obtained from the simulation of the mechanical impurities separator. The conclusion is made that the path passed by the particles for the pump discharge cycle is small, and the reduction in the size of the particles deposited in the liquid entails a decrease in the path traveled by the particles; with an increase in the viscosity of the pumped liquid, the already small path of the particles becomes even smaller. It is concluded that in the design of mechanical impurities separators for sucker-rod pumping unit, it is necessary to optimize the size of the structure, the reduction of which leads to an increase in the efficiency of separation during the pump discharge cycle.
Submitted to the rational application of commercially available downhole separator of mechanical impurities, if used in conjunction with borehole sucker-rod pumping units.
Keywords: sucker-rod pumping unit, separator, mechanical impurities, plunger, swing frequency, stroke length, pump discharge cycle.
Механические примеси Solid particles Отложение солей Saline deposit Выработка ресурса Remaining life
Геолого-технические мероприятия Production enhancement operations Коррозия Corrosion
Ошибка при подборе оборудования Incorrect equipment selection Текущий и капитальный ремонт скважин Repair and overhaul Заводской брак Manufacturing defect Не установлена Not established
Рис. 1. Распределение причин отказов скважинных насосных установок, % Fig. 1. Distribution of causes of failures of well pumping plants, %
Различные виды воздействия на при-забойную зону пласта в целях интенсификации добычи нефти приводят к повышенному выносу механических примесей (МП) и, как следствие, к последующим отказам скважинного насосного оборудования (СНО). В результате довольно высокий процент отказов оборудования происходит именно по причине засорения механическими примесями (рис. 1). В отдельных случаях доля таких отказов может доходить до 80 % [1].
Существуют различные методы борьбы с негативным воздействием МП на СНО. Методы можно разделить на технологические и технические. К технологическим методам борьбы можно отнести такие решения, как применение проппанта Fores RCP [2, 3], технологии «ЛИНК» [2, 4], SandAid™ [5], циклическая эксплуатация скважин [6, 7]. К техническим методам относится применение различных фильтров, устанавливаемых на забое или эксплуатируемых в составе СНО [8-10], а также использование сепараторов механических примесей, устанавливаемых на пакере или входящих в состав установки [11-14].
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННЫХ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
К числу наиболее эффективных технических методов борьбы с негативным влиянием пластового песка на СНО относится применение скважинных сепараторов механических примесей. Сепараторы имеют самый широкий диапазон извлекаемых частиц по гранулометрическому составу и менее подвер-
жены засорению, что делает данный вид оборудования наиболее перспективным для защиты СНО.
Существует множество исследований на тему влияния различных факторов, таких как конструкция сепаратора, расход жидкости, размер механических примесей, вязкость жидкости, наличие свободного газа на входе в сепаратор, на эффективность применения сепараторов мехпримесей [15-18].
Для цитирования (for citation):
Булат А.В., Деговцов А.В., Ивановский В.Н., Корольков Д.О., Сабиров А.А. Особенности работы скважинных сепараторов механических примесей в составе скважинных штанговых насосных установок // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 7-8. С. 42-52.
Bulat A.V., Degovtsov A.V., Ivanovskiy V.N., Korolkov D.O., Sabirov A.A. Features of the Work of Well Separators Mechanical Impurities in the Composition of Sucker-Rod Pumping Unit. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 7-8, P. 42-52. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018
43
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Подача Q, м3/ч
Рис. 2. Зависимость подачи жидкости от времени в сепараторе, установленном в составе скважинной штанговой насосной установки с приводом от станка качалки: I - такт всасывания насоса (ход штанг вверх); II - такт нагнетания насоса (ход штанг вниз) Fig. 2. The dependence of the liquid flow on time in the separator installed in the composition of the sucker rod pumping unit with the drive of the rocking machine: I - pump suction stroke (up stroke); II - pump discharge stroke (down stroke)
Рис. 3. Специфика математического моделирования процесса сепарации в сепараторах, эксплуатируемых в составе скважинной штанговой насосной установки Fig. 3. The specificity of mathematical modeling of the separation process in separators operated as part of the sucker rod pumping unit
Однако анализ научно-технической литературы показывает, что отсутствуют сведения об эффективности сепараторов в области малых расходов, а также в условиях, характерных для эксплуатации сепараторов в составе скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) [19].
Эксплуатация сепараторов МП в составе установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) подразумевает постоянство потока жидкости через сепаратор. Особенностью работы скважинных штанговых насосов является некая периодичность подачи откачиваемой из скважины жидкости. Таким образом, появляется периодичность подачи жидкости и в сепараторе механических примесей, подвешенном
под насосом. Поэтому необходимо учитывать влияние параметров работы привода, в числе которых частота качаний, длина хода плунжера, закон движения плунжера, при проектировании сепараторов для СШНУ [19]. Ввиду особенностей СШНУ подача жидкости через сепаратор разбивается на циклы, состоящие из тактов всасывания и нагнетания насоса (рис. 2). В такт всасывания открыт всасывающий клапан насоса, и при движении штанг с плунжером вверх жидкость поступает в полость под плунжером, проходя через сепаратор механических примесей, который с помощью переводника подвешен под насосом. В такт нагнетания всасывающий клапан закрыт, открыт нагнетательный клапан. Жидкость из
полости под плунжером выталкивается вверх по насосно-компрессорной трубе. Поток жидкости через сепаратор при этом отсутствует. Закон изменения подачи жидкости в такт всасывания зависит от типа привода штангового насоса. Так, в случае станка-качалки это синусоида, а, например, в случае цепного привода зависимость подачи от времени описывает трапецию. Поскольку чаще в качестве привода используется станок-качалка, рассмотрим этот случай.
В такт всасывания насоса зависимость расхода жидкости через скважинный сепаратор МП от времени представляет собой синусоиду. В такт нагнетания насоса расход жидкости через сепаратор равен нулю (рис. 2). Последовательность этих двух тактов составляет полный цикл работы насоса. Таким образом, задача математического моделирования движения частиц в сепараторе разделяется на две части (рис. 3) - отдельно для каждого из тактов цикла работы. В такт нагнетания насоса движение частиц представляет собой их оседание в неподвижной жидкости (расход равен нулю) под действием силы тяжести, а в такт всасывания насоса движение частиц гораздо сложнее, нежели при постоянном расходе жидкости в случае эксплуатации сепаратора в составе УЭЦН. Рассмотрим такт нагнетания насоса, при котором расход жидкости через сепаратор равен нулю, а это значит, что частицы свободно оседают в неподвижной жидкости. Поскольку эффективность сепарации механических примесей в такт нагнетания насоса напрямую зависит от продолжительности такта нагнетания, необходимо учитывать характеристики привода штангового насоса. Чем меньше частота качаний балансира, тем лучше за время простоя сепаратора сепарируются частицы. Оптимальной частотой качаний в данном случае будет 5-6 мин-1, что соответствует техническим возможностям существующих моделей станков-качалок [20]. Темп 6 мин-1 обеспечивает продолжительность такта нагнетания 5 с. Это объясняет выбор временнбго промежутка для отображения зависимости перемещения частицы МП от времени.
44
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
£1ТМС
ГРУПП
I ^уиш ^тлипшс V- 1СШ СЛГ VI гииллцпсп
пенополиуоитаном. оснашенные СОЛК
изоляцией, оснащенные системой «скин-эффект»
Трубы стальные, оснащенные противопожарными вставками
Противопожарные патрубки
Номенклатура диаметров: от 32 до 530 мм
Температура эксплуатации: до +360°С
Сокращение потерь тепла в 2,5тЗ раза
Трубы и детали трубопроводов, теплоизолированные
пенополиуретаном, для подземной и надземной прокладки
Виды исполнений:
предизолированные фасонные изделия: отводы сварные и гнутые, тройники, переходы, неподвижные опоры;
пенополиуретановые полускорлупы для заделки стыков трубопроводов в форме, с покрытием и без покрытия; вставки и патрубки из базальтового волокна в виде прошивных матов.
Защитные оболочки:
а) предохраняют слой пенополиуретановой изоляции от воздействия влаги, механических повреждений;
б) предотвращают диффузию пенополиуретана;
в) обеспечивают высокую степень защиты от коррозии.
Трубы и фасонные изделия стальные с комбинированной тепловой изоляцией применяются при строительстве трубопроводов, транспортирующих высокотемпературный теплоноситель с температурой до 250-360 °С в зависимости от толщины базальтового изоляционного слоя.
Система «скин-эффект» предназначена для защиты от замерзания, стартового разогрева и поддержания температуры транспортируемого продукта. Применяется в зонах повышенной взрывоопасности и позволяет поддерживать температуру трубопровода длиной до 30 км без сопроводительной сети.
Трубы и патрубки стальные, теплоизолированные пенополиуританом, оснащенные противопожарными вставками предназначены для защиты от распространения огня по теплоизоляции трубопроводов. Устанавливаются в трубопроводах с целью соблюдения правил пожарной безопасности при эксплуатации согласно требованиям СНиП 41-02-2003, СП 61.13330.2012 и другой действующей нормативной документации.
Преимущества:
предотвращают проникновение влаги и возникновение конденсата в теплоизоляционном слое во время монтажа и эксплуатации трубопровода;
самая низкая теплопроводность среди теплоизоляторов; сооружение трубопроводов не зависит от погодных условий; широкие возможности для комбинирования различных типов покрытий.
По желанию Заказчика вся продукция может быть оснащена линейными индикаторами — системой оперативного дистанционного контроля изоляции (СОДК).
Имеющееся техническое оснащение позволяет качественно и профессионально нанести внутреннее полимерное покрытие, обеспечивая:
- повышенную коррозионную стойкость;
- снижение гидравлических потерь;
- уменьшение био- и кальцитных отложений на внутренней поверхности трубопроводов.
8-800-250-79-39
cg.ru
www.тмc-гpyпп.pф
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОСЕДАНИЯ ЧАСТИЦ
Проанализируем ряд методик моделирования процесса оседания частиц.
Методика 1
Согласно второму закону Ньютона для частицы, находящейся в неподвижной жидкости:
та = тд - F - F
(1)
х = х0 + VI + у-,
(2)
ЗЧ^ ~ Р«)
бяГГ| .
(3)
I р \ бпгц
(4)
или
" р.] рХ
(5)
6пп\ РI Р^
ГЧ' ГЧ ч
То есть получено дифференциальное уравнение относительно скорости частицы, решив которое, получим:
(6)
где тд - сила тяжести, Н; т - масса частицы, г, т = рч1/, где рч - плотность частицы, г/мкм3, V - объем частицы, мкм3; д - ускорение свободного падения, м2/с; ГА - сила Архимеда, Н, ГА = рж/чд, где рж - плотность жидкости, г/м3; FC - сила сопротивления,рассчитываемая как FC = 6яп^, где V - скорость частицы, м/с; г| - вязкость жидкости, м2/с; г - радиус частицы, мкм.
Согласно кинематическому уравнению движения:
Зная функцию скорости и ее значение в произвольный момент времени, можно получить формулу для определения ускорения:
б7Г/Т|
р I
г ч' г ч ч
Тогда координата частицы в момент времени Ь:
•«ч-а-^
(7)
х(Ь) = Хо + v(t)t + а(Ь%.
(8)
Объем частицы V в случае ее сферической формы рассчитывается по формуле:
где х - координата частицы в момент времени Ь, с; х0 - начальная координата частицы; V - скорость частицы, м/с; а -ускорение частицы, м2/с. Из (1) в установившемся равномерном движении (а = 0):
V = 4 тег3, ч 3
(9)
где г - радиус частицы, мкм. Согласно [21] скорость перемещения частиц предлагается считать постоянной. В таком случае, учитывая (3) и (9):
Также из (1) в произвольный момент времени Ь:
В [21] также указывается, что формула (10) применима для частиц, размер которых менее 100 мкм. Для частиц размером 100-2000 мкм предлагается использовать уравнение Аллена:
у = 51,53л
урж|рч-рж|2.
(11)
Скорость осаждения частиц крупнее 2000 мкм предлагается рассчитывать по формуле Риттингера:
V =62,64- ^
Р Ч Рж
Р«
(12)
Методика 2
Данная методика представлена в [22]. Сила, действующая на частицу, в общем случае определяется по формуле:
* = *>Г
псРи? 4 2д ,
(13)
где у - объемный вес жидкости, Н/м3; d - диаметр частицы, мкм; w - скорость частицы, м/с; £ - коэффициент сопротивления, являющийся функцией числа Рейнольдса:
Re
(14)
где V - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
В случае падения тела в жидкости с постоянной скоростью действующая на шар сила равна:
(15)
(10)
где у1 - объемный вес частицы, Н/мкм3. Тогда, учитывая формулу (13):
(16)
Однако в таком виде формула (16) неудобна для вычисления скорости оседания частицы, поскольку при ее
46
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
использовании необходимо знать закон обтекания частицы жидкостью, и задачу приходится решать методом подбора. Упростим задачу, умножив обе части уравнения на Re2:
(17)
Введем обозначение критерия Архимеда Ar:
Аг
дсР у - у
и получим:
Re = /(Ar),
(18)
(19)
где f представляет собой обратную функцию £^е^е2.3/4. При такой записи скорость оседания частицы рассчитывается как:
w ■■
■ $ /(Ar)
(20)
и определяется непосредственно по заданным значениям d, V, у1 и у. На основании экспериментального графика зависимости £(1}е) предложено простое выражение для /(Аг):
Re =
Аг
18 + 0,61Аг0'5 '
(21)
Re = /(Ar, а).
(22)
Приближенная формула для определения числа Рейнольдса в случае стесненного движения частиц:
Re =
Аг(1 - о)4-75
18 + 0,б1Аг°'5(1 - о)2
(23)
Однако стоит отметить, что формула (23) может в ряде случаев давать большую погрешность.
Для очень мелких частиц и вязкой жидкости (Аг < 10) можно получить приближенную формулу, отбросив второй член знаменателя формулы (23):
Re =
Аг(1 - ст)4-75 18 .
(24)
Е = = =
■I*
1,125 * 103 1,012 х Ю3 900,0 787,5 675,0 562,5 450,0 337,5 225,0 112,5 0
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 Время t, с Time t, s
- -x,(t) --y^t) ......x5(f) -y5(t)
пригодное для значений Аг < 107. При стесненном падении или взвешивании частиц число Рейнольдса должно быть функцией двух параметров - числа Архимеда и концентрации твердой фазы в смеси о:
Рис. 4. Зависимость пути частицы, мм, от времени, с, в воде (вязкость - 0,001 Па.с): x(t) - по методике 1; y(t) - по методике 2; x1(t) и y1(t) - 100 мкм; x5(t) и y5(t) - 500 мкм Fig. 4. Dependence of particle path (in millimeters) on time (in seconds) in water (viscosity -0,001 Pa.s):
x(t) - by method 1; y(t) - by method 2; xt(t) and yt(t) are 100 pm; x5(t) and y5(t) are 500 pm
120 108 96 84 72 60 48 36 24 12 0
£ E
= E £
£
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 Время t, с Time t, s
- - - ytW ......*5(t)
3,5 4,0 4,5 5,0
■ y5(t)
Рис. 5. Зависимость пути частицы, мм, от времени, с, в воде (вязкость - 0,01 Па.с): x(t) - по методике 1; y(t) - по методике 2; xt(t) и yt(t) - 100 мкм; x5(t) и y5(t) - 500 мкм Fig. 5. Dependence of particle path (in millimeters) on time (in seconds) in water (viscosity -0,01 Pa.s):
x(t) - by method 1;y(t) - by method 2; xt(t) andyt(t) are 100 pm; x5(t) andy5(t) are 500 pm
Для решения различных технических задач (например, промывки скважины) представляет также интерес случай, связанный с очень большим значением чисел Архимеда. При Аг > 105 можно отбросить первый член знаменателя формулы (23):
Re = 1,64Ar05(1 - о)2'
(25)
На рис. 4 и 5 представлено сравнение результатов моделирования по описанным методикам [23]. В качестве исходных данных принято следующее: песчинки имеют форму шара; плотность
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018
47
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
частиц - 2650 кг/м3; плотность жидкости - 1000 кг/м3; вязкость жидкости -0,001 и 0,01 Па.с.
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ОСЕДАНИЯ ЧАСТИЦ
Анализ результатов моделирования по двум методикам показал, что отличие результатов, тем меньше:
• чем меньше размер оседающих частиц, для которых проводится моделирование;
• чем больше вязкость жидкости, в которой оседают частицы.
Так, путь частицы размером 500 мкм за 5 с в жидкости вязкостью 0,001 Па.с по первой методике составил 1124 мм, а по второй - 445 мм. При этом путь частицы размером 100 мкм за 5 с в жидкости вязкостью 0,01 Па.с по первой методике составил 4,496 мм, а по второй -4,436 мм.
Проведя анализ полученных зависимостей, следует отметить два главных момента:
• путь частиц за столь непродолжительный такт нагнетания насоса мал, причем, как и следовало ожидать, уменьшение размера частиц, осаждаемых в жидкости, влечет за собой уменьшение пройденного частицами пути;
• при увеличении вязкости откачиваемой жидкости и без того малый путь частиц становиться еще меньше.
Из этого можно сделать вывод, что на эффективность естественной сепарации частиц в процессе работы сепаратора в составе СШНУ влияют линейные (осевые) размеры сепаратора механических примесей.
Таким образом, при проектировании сепараторов механических примесей для СШНУ необходимо учитывать линейные размеры конструкции, уменьшение которых приведет к увеличению эффективности естественной сепарации во время такта нагнетания насоса. Для достижения большей эффективности конструкций рекомендуется ориентироваться на результаты, полученные по второй методике. При таком выборе даже в случае, если первая методика более достоверна, эффективность сепаратора будет выше. Для оценки коэффициента сепарации в такт всасывания предложено использо-
вать модуль Flow Simulation виртуальной среды SolidWorks. Как было описано, зависимость расхода жидкости через сепаратор от времени во время такта всасывания насоса представляет собой синусоиду (рис. 2). Однако средства модуля Flow Simulation не позволяют оценить движение частиц при непостоянстве расхода жидкости. Поэтому моделирование предлагается проводить по следующей методике.
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА СЕПАРАТОРА В МОДУЛЕ FLOW SIMULATION
Синусоиду зависимости расхода жидкости через сепаратор от времени во время такта всасывания насоса можно разбить на конечное количество временных отрезков, в течение которых расход жидкости можно считать постоянным (рис. 6). Таким образом, данное приближение позволяет провести моделирование рабочего процесса сепаратора в модуле Flow Simulation. Методика проведения моделирования для каждого такого участка не отличается от моделирования рабочего процесса для сепаратора в составе установки электроцентробежного насоса, описанного в [15].
Отличием этого подхода будет квадратичная зависимость количества численных экспериментов от целевого количества точек для построения характеристики сепаратора в виде зависимости эффективности от дебита скважины. Это объясняется необходимостью проведения ряда численных экспериментов для получения лишь одного значения коэффициента сепарации при заданной подаче скважинного штангового насоса. В таком случае, зная расход жидкости, время и концентрацию частиц в жидкости, можно оценить:
• количество частиц, попавших в сепаратор в рассматриваемый промежуток времени;
• количество частиц, попавших в сепаратор за все время всасывания насоса;
• коэффициент сепарации и условное количество отсепарированных частиц в рассматриваемый промежуток времени;
• условное количество частиц, отсепарированных к моменту окончания такта всасывания насоса. Условность объясняется малым промежутком времени, в течение которого происходит сепарация частиц. Очевидно, что частицы за это время не пройдут путь от входа в сепаратор до шламо-сборника или до выхода из сепаратора. Однако определить необходимое количество промежутков, на которые делится такт всасывания насоса, их продолжительность, а также среднее значение расхода жидкости через сепаратор на каждом из промежутков невозможно, что объясняется отсутствием данных о моментальных значениях расхода на протяжении такта всасывания. Следовательно, сначала необходимо получить функцию зависимости расхода от времени. Так как функция зависимости расхода от времени в такт всасывания описывает синусоиду, в общем случае функция будет выглядеть следующим образом:
/(^ = а*ЩЬ4). (26)
Начальными условиями для определения функции приняты:
1) частота качаний точки подвеса штанг в минуту т, мин-1;
2) продолжительность такта всасывания насоса Т, ч;
3) дебит скважины 0скв, м3/сут.
Как видно из формулы (26), для определения функции необходимо найти коэффициенты а и Ь. Для их нахождения необходимо преобразовать начальные условия.
Начальные условия для нахождения коэффициентов а и Ь примут вид:
1) расход жидкости в момент времени t = Т секунд: 0 = 0 м3/с;
2) объем жидкости, прошедший через сепаратор за один такт всасывания насоса (т. е. к моменту времени t = Т секунд): V = 0скв/(24.60т), где 0скв - дебит скважины, м3/сут; т - частота качаний привода в минуту, мин-1. Подставим в формулу (26) начальные условия под номером 1:
/(^ = а*ЩЬ4) = 0. (27)
£7 = 0,
ьЩЬ'Т) = 0 (28)
48
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ГАЗПРОМ
Информационные партнеры
ТЕРРИТОРИЯ ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
СОВЕЩАНИЕ ПО ВОПРОСАМ РАСШИРЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА (КПГ/СПГ) В КАЧЕСТВЕ МОТОРНОГО ТОПЛИВА
Организатор
1-5 октября 2018 г. г. Санкт-Петербург
Контакты организаторов:
+7 495 240 54 57
ek@jneftega5.info
www.neftegas.info
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Рис. 6. Зависимость расхода жидкости от времени в сепараторе, установленном в составе скважинной штанговой насосной установки с приводом от станка качалки: такт всасывания насоса
Fig. 6. The dependence of the liquid flow rate on the time in the separator installed in the composition of the sucker rod pumping unit with the drive of the rocking machine: the intake stroke of the pump
80
Дебит скважины 6 м3/сут Well flow rate 6 m3/day Дебит скважины 15 м3/сут Well flow rate 15 m3/day Дебит скважины 22 м3/сут Well flow rate 22 m3/day
— Оптимальный расход 45 м3/сут Optimum flow 45 m3/day
— Верхняя граница рабочей области Working area' upper boundary
— Нижняя граница рабочей области Working area' bottom boundary
Рис. 7. Графики зависимостей расхода жидкости от времени в такт всасывания штангового насоса для различных дебитов скважин (оптимальный расход 45 м3/сут показан для постоянной подачи жидкости)
Fig. 7. Graphs of the flow rate versus time per cycle suction rod pump for different well flow rates (the optimum flow rate of 45 m3/day is indicated for a constant flow of liquid)
Вариант a = 0 не подходит, иначе функция всегда равна нулю, тогда:
Tb = jrn, (29)
b=^,nez. (30)
Поскольку нас интересуют только первые л радиан синусоиды, то n = 1, тогда:
b-f (31)
f(t) = a.sin(^t). (32)
Таким образом, осталось найти коэффициент a из второго условия. Так как объем жидкости, прошедшей через сепаратор за такт всасывания насоса, равен площади заштрихованной области (рис. 6), для математической интерпретации объема жидкости необходимо взять интеграл от функции по времени на промежутке от 0 до T секунд. Тогда:
f¡asm{ft)dt=V, (33)
^НЖЧНг°)Н, (34)
-O--cos(TI) -л
- (-0-Í cos(0)) = V, (35)
Ъй+Т^шу, (36)
я я 4 '
V.n п Q , х
о = — ----(37)
2Т 2Г 24-60-т. ( )
Таким образом, искомая функция выглядит как:
W4-24»-S1'n(f4 (38)
где T - продолжительность такта всасывания насоса, с; Q - дебит скважины,
' ' скв " '
м3/сут; m - частота качаний балансира станка качалки, мин-1. Таким образом, получена формула, в которую можно подставить интересующие значения параметров и получить функцию зависимости расхода от времени для конкретных исходных данных.
ВЛИЯНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕПАРАЦИИ НА ПРИМЕРЕ СЕПАРАТОРА ССМПЦ60
Рассмотрим влияние дебита скважины, эксплуатируемой с помощью СШНУ, на эффективность сепарации на примере
сепаратора ССМПЦ60. В таблице представлены технические характеристики сепаратора [24].
В качестве исходных данных примем: • частота качаний в минуту привода т -6 мин-1;
50
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Основные параметры и технические характеристики ССМПЦ60 Basic parameters and technical data of the separator SSMPTs60
№ п/п No. Параметр, единица измерения Parameter, unit of measurement Значения Values
1 Оптимальный расход при вязкости 0,001 Па.с, м3/сут Optimum flow, m3/day, with viscosity 0,001 Pa.s 20-70
2 Коэффициент сепарации при оптимальном расходе и вязкости 0,01 Па.с, % Separation coefficient, %, with optimum flow and viscosity 0,01 Pa.s 90-100
• продолжительность такта всасывания насоса Т - 5 с;
• рабочая область сепаратора - 2070 м3/сут;
• оптимальный расход сепаратора -45 м3/сут (середина рабочей области). Определим дебит скважины, эксплуатируемой с помощью СШНУ, при котором эффективность применения сепаратора будет наибольшей. Построим график зависимости расхода жидкости через сепаратор для наших исходных данных (рис. 7).
На рисунке представлены зависимости расхода жидкости через сепаратор ССМПЦ60 от времени в такт всасывания штангового насоса. Зависимости построены для дебитов скважин 6; 15 и 22 м3/сут.
Наиболее близким к оптимальной подаче сепаратора является график, соответствующий дебиту 15 м3/сут. Наиболее выгодно относительно рабочей области характеристики сепаратора располагается график, соответствующий дебиту скважины в 22 м3/сут. Вся область, лежащая в интервале 0,54,5 с, располагается в рабочей области сепаратора мехпримесей. Это значит, что более 80 % времени такта всасывания сепаратор работает в самых благоприятных условиях, в своей рабочей области, вблизи оптимального режима. Исходя из проведенного анализа, можно заключить, что рассматриваемая конструкция сепаратора с рабочей областью 20-70 м3/сут в условиях эксплуатации в составе СШНУ наибо-
лее эффективна при дебите скважины 22 м3/сут.
ВЫВОДЫ
Таким образом, можно сделать вывод, что для эффективной работы сепаратора механических примесей в составе СШНУ дебит скважины должен быть меньше, чем оптимальный расход сепаратора при его работе в составе УЭЦН. При этом пиковое значение расхода не должно выходить за верхний предел рабочей области сепаратора более чем на 30 %, благодаря чему ббльшая часть продолжительности такта всасывания насоса будет располагаться в рабочей области сепаратора, и, как следствие, эффективность применения сепаратора механических примесей будет наибольшей.
Литература:
1. Сабиров А.А. Стендовые испытания скважинных сепараторов механических примесей // Инженерная практика. 2011. № 5. C. 150-155.
2. Шакиров Э.И. Опыт применения технологий добычи и ограничения пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений Бурсуковского направления // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 58-65.
3. Камалетдинов Р.С., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика. 2010. № 2. C. 6-13.
4. Михайлов А.Г., Волгин В.А., Ягудин Р.А. и др. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. № 12. С. 84-89.
5. Яхин М.А. SandAidTM - новый подход к конгломерации песка, контролю выноса мелких частиц и повышению добычи // Инженерная практика. 2014. № 2. C. 40-44.
6. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин - эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей // Инженерная практика. 2010. № 2. C. 107-110.
7. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Якимов С.Б., Клусов А.А. Учет условий эксплуатации при проектировании периодических режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 6. C. 33-39.
8. Шакуров А.Р. Современные методы борьбы с пескопроявлением при заканчивании скважин. Скважинные фильтры PPS, PMC, PPK // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 115-119.
9. Артамонов С.Ю., Горбачев А.В. Комплексный подход к повышению надежности скважинного оборудования. Проект «Белая Скважина» // Инженерная практика. 2012. № 10. C. 34-43.
10. Михалев Е.А. Фильтры для ЭЦН и ШГН производства ООО «РУСЭЛКОМ» // Инженерная практика. 2016. № 4. C. 66-72.
11. Скважинный газопесочный сепаратор: пат. RU 2159329 C1: МПК7 E21B43/38 / Горланов С.Ф., Шевелев А.В., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х.; патентообладатель - Некоммерческое партнерство «Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи»; № 99109083/03; заявл. 13.05.1999; опубл. 20.11.2000.
12. Скважинный газопесочный сепаратор: пат. RU 2529978 C1; МПК E21B 43/38 / Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Димаев Т.Н., Якимов С.Б., Деговцов А.В., Пекин С.С.; патентообладатель - ООО «Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина»; № 2013133403/03; заявл. 18.07.2013; опубл. 10.10.2014; Бюл. № 28. 10 с.
13. Каталог оборудования ООО «Нефтеспецтехника» [Электронный источник]. Режим доступа: |1Ы:р://нефтеспецтехника.рф/рк^иС:.р|1р (дата обращения: 17.08.2018).
14. Product manufactured by Cavins [Электронный источник]. Режим доступа: http://www.cavins.com/products_manufactured_page_4.htm (дата обращения: 17.08.2018).
15. Булат А.В. Повышение эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет применения сепараторов механических примесей: дис. ... канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. 22 с.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018
51
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
16. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 2. С. 44-58.
17. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Якимов С.Б. Исследование эффективности десендеров для защиты погружных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 3. С. 19-25.
18. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. и др. Влияние наличия свободного газа на рабочую характеристику скважинных сепараторов механических примесей // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. № 3. С. 31-36.
19. Корольков Д.О. Анализ конструкций и эффективности работы скважинных сепараторов механических примесей // Тезисы докладов 71-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2017». Т. 2. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. С. 215.
20. ГОСТ 5866-66. Станки-качалки [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437115901 (дата обращения: 17.08.2018).
21. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. Ленинград: Недра, 1974. 320 с.
22. Пирвердян А.М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра. 1965. 192 с.
23. Корольков Д.О. Анализ особенностей работы скважинных сепараторов механических примесей в составе СШНУ // Тезисы докладов 72-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2018». Т. 2. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. С. 192.
24. ТУ 3665-030-12058648-2013. Насосы скважинные штанговые и опоры замковые к ним. Краснокамск: ЗАО «ПКНМ», 2008. 33 с.
References:
1. Sabirov A.A. Bench Tests of Well Separators of Mechanical Impurities. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2011, No. 5, P. 150-155. (In Russian)
2. Shakirov E.I. Experience of Application of Extraction Technologies and Restriction of Sand Production on the Horizons of Bench PK of the Barsukovskoe direction fields. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2010, No. 2, P. 58-65. (In Russian)
3. Kamaletdinov R.S., Lazarev A.B. Review of Existing Methods of Fighting Against Mechanical Impurities. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2010, No. 2, P. 6-13. (In Russian)
4. Mikhailov A.G., Volgin V.A., Yagudin R.A., et al. Complex Protection of Downhole Equipment in the Sand in RN-Purneftegaz LLC. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2010, No. 12, P. 84-89. (In Russian)
5. Jachin M. A. SandAidTM - a New Approach to the Conglomeration of Sand, Control of the Removal of Small Particles and Increase Production. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2014, No. 2, P. 40-44. (In Russian)
6. Kuzmichev N.P. Short-Term Operation of Wells is an Effective Way of Operation of Wells Complicated by Removal of Mechanical Impurities. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2010, No. 2, P. 107-110. (In Russian)
7. Ivanovsky V.N., Sabirov A.A., Yakimov S.B., Klusov A.A. Accounting of Operational Conditions while Designing Periodic Operational Modes of Wells, Equipped by Electric Submersible Pumping Units. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2013, No. 6, P. 33-39. (In Russian)
8. Shakurov A.R. Modern Methods of Struggle with Sand Occurrence at the Completion of Wells. Downhole Filters PPS, PMC, PPK. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2010, No. 2, P. 115-119. (In Russian)
9. Artamonov S.Yu., Gorbachev A.V. Integrated Approach to Improving the Reliability of Well Equipment. The Project "White Hole". Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2012, No. 10, P. 34-43. (In Russian)
10. Mikhalev E.A. Filters for ESP and SRP produced by "RUSELKOM". Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2016, No. 4, P. 66-72. (In Russian)
11. Gas and Sand Downhole Separator: patent RU 2159329 C1: MPC7 E21B43/38. Authors - Gorlanov S.F., Shevelev A.V., Panakhov G.M., Shakhverdiev A.Kh.; patent holder - Non-commercial partnership "Institute of System Research of Oil and Gas Production Process"; № 99109083/03; appl. 13.05.1999; publ. 20.11.2000. (In Russian)
12. Gaz and Sand Downhole Separator: patent RU 2529978 C1; MPC E21B 43/38. Authors - Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V., Dimaev T.N., Yakimov S.B., Degovtsov A.V., Pekin S.S.; patent holder LLC "Center of education, science and culture named by Gubkin"; No. 2013133403/03; appl. 18.07.2013; publ. 10.10.2014; Bui. No. 28, 10 p. (In Russian)
13. Equipment of the Neftespetstekhnika LLC [Electronic source]. Access mode: http://He4>Tecne^exHMKa.p4>/product.php (access date - August 17, 2018). (In Russian)
14. Product manufactured by Cavins [Electronic source]. Access mode: http://www.cavins.com/products_manufactured_page_4.htm (access date -August 17, 2018). (In Russian)
15. Bulat A.V. Increase of Efficiency of Well Pumping Equipment through the Use of Separators of Mechanical Impurities. Ph.D. thesis in Engineering Science. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2013, 22 p. (In Russian)
16. Yakimov S.B. Sand Separation Plant to Protect Downhole Pumps. Current Situation and Prospects for the Technology Application. Territorja «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2014, No. 2, P. 44-58. (In Russian)
17. vanovskiy V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V., Yakimov S.B. Research of Desenders' Efficiency used for Protection of Submersible Pumps. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2013, No. 3, P. 19-25. (In Russian)
18. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V., et al. Effect of Free Gas Presence on Operational Characteristic of Mechanical Impurities well Separators. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2012, No. 3, P. 31-36. (In Russian)
19. Korolkov D.O. Analysis of Structures and Efficiency of Downhole Separators of Mechanical Impurities. Abstracts of the 71st International youth scientific conference "Oil and gas - 2017". Vol. 2. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 2017, P. 215. (In Russian)
20. GOST (National Standard) 5866-66. Conventional Pumping Unit [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/437115901 (access date - August 17, 2018). (In Russian)
21. Bolshakov G.F. Restoration and Quality Control of Oil Products. Leningrad, Nedra, 1974, 320 p. (In Russian)
22. Pirverdyan A.M. Fluid Mechanics Deep Pump Operation. Moscow, Nedra, 1965, 192 p. (In Russian)
23. Korolkov D.O. Analysis of the Features of the Well Separators of Mechanical Impurities on the Composition of the USNU. Abstracts of the 72nd International youth scientific conference "Oil and gas - 2018". Vol. 2. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 2018, p. 192. (In Russian)
24. TU (Engineering Specifications) 3665-030-12058648-2013. Well Sucker-Rod Pumps and PSN Pump Sitting Nipple. Krasnokamsk, Perm Oil Machine Engineering Company, Ltd., 2008, 33 p. (In Russian)
52
№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
