CC BY
12
МАШИНЫ, АГРЕГАТЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ
УДК 621
DOI: 10.24412/2071-6168-2023-3-148-152
ПЕРСПЕКТИВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ ШТАНГОВОЙ
СКВАЖИННОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ
Г.И. Бикбулатова, М.З. Валитов, А.А. Исаев, Ю.А. Болтнева
В данной статье решается задача поиска наиболее эффективных технологий, с помощью которых можно добиться сокращения эксплуатационных и энергетических затрат при эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Представлена разработанная авторами конструкция длиноходовой ШСНУ оснащенной плунжерным насосом с клапаном золотникового типа позволяющая увеличить коэффициент наполнения насоса и, соответственно, производительность установки в целом. Конструкция установки защищена патентами на изобретение Российской Федерации № 124929 «Длинноходовая глубинно-насосная установка» и № 2677772 «Скважинный штанговый насос».
Ключевые слова: Осложнённые условия, длинноходовая глубинно-насосная установка, штанговый насос, золотниковый клапан.
Актуальной задачей промышленного освоения месторождений с высоковязкой нефтью (ВВН) является создание новых и усовершенствование применяемых технологических решений, которые помогут обеспечить сокращение эксплуатационных и энергетических затрат, позволят увеличить межремонтный период работы нефтепромыслового оборудования за счет предотвращения осложнений при добыче высоковязкой нефти.
Выбор способа эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, существенно влияющий на повышение рентабельности эксплуатации скважин с ВВН. Правильный выбор способа добычи - основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность. На выбор способов добычи нефти существенное влияние оказывает горно-геологические характеристики разрабатываемых объектов, состав и физические свойства нефти и газа, а также ожидаемый дебит скважины.
Постановка задачи. В настоящее время большинство месторождений в Российской Федерации находятся на завершающей стадии разработки и всё активнее в разработку вовлекаются запасы высоковязких нефтей. Это в большей мере относится к старым месторождениям, расположенным в Татарстане, Башкортостане, Оренбургской области, Пермском крае.
Больше половины скважин в указанных регионах оснащены штанговыми скважинными насосными установками (УШСН), широкое применение которых связано с их надежностью, простотой конструкции и обслуживания. При помощи УШСН добывается более 30% нефти., в т.ч. их используют для подъема пластовой жидкости вязкостью до 500 мПа-с. При этом известно, что серийно выпускаемые штанговые скважинные насосы эффективно обеспечивают подъем нефти вязкостью до 100 мПа-с. Превышение этого предела при эксплуатации приводит к снижению объемной подачи и коэффициента полезного действия насоса, возникновению вероятности несвоевременного срабатывания, «залипания» клапанов и эффекта «залипания» «зависания» штанг[1,2].
Предлагаемое решение. Один из путей повышения эффективности установки УСШН это обеспечение длинноходового режима работы СШН, в результате чего увеличивается ресурс работы скважинного оборудования за счёт меньшей частоты качаний привода при сохранении производительности и без ухудшения условий работы скважинного оборудования[3]. Так при работе с различной длиной хода привода, например 3 м и 20 м, в одинаковых условиях, с одинаковой производительностью СШН имеют одинаковую, например 0,3 м, потерю рабочего хода плунжера в результате удлинения и/или укорочения длины колонны штанг и колонны НКТ. От влияния этого фактора в этом случае потеря хода плунжера для УСШН с длиной хода 3 м составит 10%, а с длиной хода 20 м потеря хода плунжера составит 1,5%, то есть в 6,7 раз меньше.
Длина хода насосных установок с безбалансирными приводами колеблется в широком диапазоне от 1,63 до 200 м. Для определения оптимально приемлемой длины хода был проведен эксперимент на скважине № 3751 Ново-Шешминского месторождения АО «Шешмаойл». В скважину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм была спущена колонна цилиндров длиной 38 м и диаметром 44 мм с всасывающим клапаном, а затем в колонну цилиндров на стальном канате агрегата для сва-бирования скважин спущен плунжер с нагнетательным клапаном. С помощью агрегата для свабирования с постоянной скоростью 1 м/с и различной длиной хода каната от 5 до 35 м с шагом 5 м осуществлялось возвратно-поступательное движение плунжера. На каждой длине хода проводилось по 5 двойных ходов, поднимаемая при этом из скважины продукция (вода с плёнкой нефти) подавалась в мерную ёмкость.
Из графика, представленного на рис. 1, видно, что с увеличением длины хода от 5 до 20 м коэффициент подачи заметно возрастает, но при дальнейшем увеличении заметного роста коэффициента подачи не наблюдается. Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что оптимальной
длинахода. м
Рис. 1. Зависимость коэффициента подачи от длины хода
На основании проведённых экспериментов в ООО УК «Шешмаойл» было принято решение о разработке длинноходовой глубинно-насосной установки (ДГНУ) с длиной хода 20-25 м для добычи нефти, в том числе и в осложнённых условиях, с интеллектуальной станцией управления (рис. 2).
6 7 5 13 % 15
5 - опроно-подшипниковый узел; 6 - вал; 7 - звездочка; 8 - круглозвенная цепь; 9 - ходовая ветвь; 10 - вертлюг; 11 - колонна штанг; 12 - закрепленная ветвь; 13 - уплотнение; 14 - шарнир Гука; 15 - мотор-редуктор; 16 - опорная рама; 17 - опорно-регулировочные винты; 18 - устье скважины;
19 - выкидной патрубок 149
Установка ДГНУ-2 [4] работает следующим образом. Вращение от вала мотора-редуктора 15 передается через шарнир Гука 14 на вал 6 звездочки 7. При вращении звездочки 7 ветвь 9 круглозвенной цепи 8 для хода колонны штанг 11 вниз опускается от звездочки 7 в колонну насосно-компрессорных труб 1, а вторая ветвь 12 круглозвенной цепи 8, свободно уложенная в корпусе 4, поднимается вверх к звездочке 7. Одновременно с колонной штанг 11 опускается вниз в колонне цилиндров 2 и плунжер 3. После окончания спуска за счёт реверса мотор-редуктор 15 меняет направление вращения звездочки 7, при этом меняется на противоположное направление движения ветвей круглозвенной цепи 8, вместе с ними и направление движения плунжера 3 в колонне цилиндров 2. Таким образом, обеспечивается возвратно-поступательное движение плунжера 3 в колонне цилиндров насоса 2 и соответственно процесс всасывания и нагнетания насоса.
За последние пять лет установки ДГНУ внедрены на 35 скважинах компании ООО УК «Шешмаойл», что позволило увеличить дебит по жидкости на некоторых скважинах почти в 2 раза. Например, на скв. № 412 с 0,6т/сут до 1,1т/сут при обводнённости 3% и 0,7% соответственно и вязкости нефти 87 сСт, на скв. № 3750 с 2,8т/сут до 4,4т/сут при обводнённости 5% и 4% соответственно и вязкости нефти 137 сСт. Коэффициент подачи насоса после установки длиноходового привода, например, на этой же скважине увеличился с 0,34 до 0,95,а экономия электроэнергии составила 64 % по сравнению с балансирным.
Одной из целей совершенствования конструкции скважинного оборудования для добычи ВВН, является повышение производительности штанговых насосов, путем увеличения пощади проходных каналов клапанов и оснащением насосов клапанными устройствами с принудительным открытием и закрытием запорных органов. Традиционно большинство штанговых насосов оснащены шаровыми клапанами. Этот вид клапанов зарекомендовал себя как надежный и простой по конструкции элемент насоса. Однако недостаточная пропускная способность клапанных узлов штангового насоса по причине малых размеров проходных каналов клапана и плунжера при откачке вязкой жидкости является одной из причин, влияющей на эффективность работы штанговых насосов и зависание колонны штанг при ходе плунжера вниз [5].
С целью повышения коэффициента объемной подачи авторами разработана конструкция штангового скважинного насоса с капаном золотникового типа [6]. В предложенном решении запорный орган выполнен в виде втулки вместо шарика, что существенно увеличивает пропускную способность клапана и снижает запаздывание его открытия.
Для прохождения жидкости в нижней части цилиндра имеются радиальные отверстия. Суммарная площадь отверстий составляет не менее площади поперечного сечения плунжера, что более чем в два раза превышает площадь прохода жидкости в шариковом клапане. Кроме того, при открывании клапана (подъёме втулки) все каналы полностью открыты, так как втулочный запорный орган не препятствует движению жидкости как шариковый. Принцип действия насоса с новым всасывающим клапаном поясняется рис. 3.
Рис. 3. Скважинный штанговый насос: 1- цилиндр; 2 - полый плунжер; 3 - шар; 4-втулка; 5 - клапан-золотник; 6 - кольца (штифты); 7 - седло; 8 - упругий элемент; 9 - пружинное кольцо
На рисунке показан цикл работы насоса, когда всасывающий клапан находится в нижнем положении. Клапан - золотник 5, выполненный в виде втулки, контактирует со сферической поверхностью седла 7, перекрывая при этом отверстие А, то есть прекращая поступление жидкости в насос.
При движении полого плунжера 2 верх горловина втулки 4 выходит из золтника 5, давление в камерах Б и В снижается и под действием перепада давления, создаваемого напором пластовой жидкости, золотник 5 начинает перемещаться вверх, открывая радиальные отверстия А. Это перемещение продолжается до тех пор, пока кольца (или штифты) 6 не упрутся в торец цилиндра - корпуса насоса 1. Одновременно с подъемом золотника жидкость последовательно поступает в полости В и Г.
По мере подъема плунжера скорость его движения снижается, падает приток пластовой жидкости в насос, уменьшается перепад давления между полостью В и входом жидкости в отверстия А. Золотник 5 под действием собственного веса начинает опускаться до контакта с уплотнительной поверхностью седла 7, полностью перекрывая отверстия А и прекращая поступление пластовой жидкости в насос.
В связи с движением плунжера 2 вниз под действием перепада давления шарик 3 нагнетательного клапана приподнимается над седлом, выполненным во втулке 4, и жидкость через канал в верхней части плунжера (не показан) подается в колонну НКТ. Одновременно горловина втулки 4 входит в золотник 5, образуя при этом верхнее Б и нижнюю В камеры переменного объема. Далее процесс повторяется. Для надежного контакта золотника 5 и седла 7 последнее подпружинено упругим элементом 8 и может ограниченно перемещаться между буртом корпуса-цилиндра 1 и разрезным пружинным кольцом 9.
Выполнение запорного органа всасывающего клапана в виде втулки, увеличивающее пропускную способность клапана, позволяет открывать клапан в самом начале всасывания, избегая запаздывания в согласованных действиях всасывающего и нагнетательного клапанов. Площадь сечения втулки составляет всего 15-20% площади сечения плунжера, поэтому посадка втулки происходит с небольшим запаздыванием вследствие меньшего сопротивления среды.
Заключение. В результате исследования предложены новые технологические решения для установок штанговых глубинных насосов, позволяющие эксплуатировать скважины эффективнее, а именно уменьшить энергопотребление и добиться прироста дебита.
Список литературы
1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.
2. Валитов М.З., Болтнева Ю.А., Ганиев Т.А., Разработка математической модели рабочих процессов штангового скважинного оборудования для оптимального согласования параметров насоса, скважины и свойств добываемой жидкости // Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр: Материалы XVII Международной научно-практической конференции. Актау, 2018. С. 151-153.
3. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Трудноизвлекаемые запасы нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтепромысловое дело. 2008. № 8. С. 11-18.
4. Тахаутдинов Р.Ш., Ахунов Р.М., Кочубей М.В. и др.; Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация". Длинноходовая глубинно-насосная установка. Патент РФ № 124929. МПК F04 В 47/02; Заявл. от 29.03.12.; Опуб. 20.02.2013, Бюл. № 5.
5. Галимуллин М.Л., Абдюкова Р.Я., Зиякаев З.Н. Анализ состояния клапанных пар штанговых глубинных насосов, поступающих на капитальный ремонт / Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. V межвузов. науч.-метод. конф. 2000. С.137.
6. Валитов М.З., Нургалиев Р.З., Бикбулатова Г.И., Болтнева Ю.А.; ГБУ ВО Альметьевский Государственный нефтяной институт. Скважинный штанговый насос. Патент РФ № 2677772. МПК F04B 47/00 F04B 15/00; Заявл. от 12.03.2018.; Опуб. 21.01.2019 Бюл. № 3.
Бикбулатова Голия Ильдусовна, канд. техн. наук, доцент, [email protected], Россия, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт,
Валитов Мухтар Зуфарович, канд. техн. наук, доцент, [email protected], Россия, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт,
Исаев Анатолий Андреевич, канд. техн. наук, ведущий инженер, [email protected], Россия, Альметьевск, ООО УК «Шешмаойл»,
Болтнева Юлия Анатольевна, старший преподаватель, boltneva1julia@mailru, Россия, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт
151
PROSPECTS FOR THE OPERATION OF WELLS WITH HIGH VISCOSITY OIL ROD WELL PUMPING UNIT
G.I. Bikbulatova, M.Z. Valitov, A.A. Isaev, Yu.A Boltneva.
This article addresses the problem of finding the most effective technologies that can be used to reduce operating and energy costs during operation of wells with high-viscosity oil with rod-type well pump units. The design developed by the authors of the long-stroke emergency pump equipped with a plunger pump with a spool valve allows to increase the filling factor of the pump and, accordingly, the capacity of the unit as a whole. The design of the plant is protected by patents for the invention of the Russian Federation No. 124929 "Long-stroke downhole pumping unit" and No. 2677772 "Downhole sucker rod pump".
Key words: complicated conditions, long-stroke downhole pumping unit, rod pump, spool valve.
Bikbulatova Goliya Ildusovna, candidate of technical sciences, docent, agni-ngo@mail. ru, Russia, Almetyevsk, State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education Almetyevsk State Oil Institute,
Valitov Mukhtar Zufarovich, candidate of technical sciences, docent, [email protected], Russia, Almetyevsk, State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education Almetyevsk State Petroleum Institute,
Anatoly Andreevich Isaev, candidate of technical sciences, Leading Engineer, [email protected], Russia, Almetyevsk, "Sheshmaoil"MC Ltd,
Boltneva Julia Anatolievna, senior teacher, [email protected], Russia, Almetyevsk, State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education Almetyevsk State Oil Institute
УДК 621
DOI: 10.24412/2071-6168-2023-3-152-163
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СМЕСЕЙ
СЫПУЧИХ МАТЕРИАЛОВ
Т.А. Сухорукова, Г.В. Божко, В.Я. Борщев
Рассмотрены самые простые, но надежные и широко используемые в реальном производстве смесители: спирально-ленточные; лопастные; барабанные; гравитационные. В результате анализа способов и устройств для смешивания установлено, что сложно решается вопрос смешивания компонентов, отличающихся размерами частиц и/или плотностью материала, т.е. склонных к сегрегации. Недостаточно внимания уделяется влиянию точности дозирования на качество смеси. Рассмотрен один из вариантов использования эффекта сегрегации для управления процессом смешивания.
Ключевые слова: смешивание сыпучего материала; сегрегация; точность дозирования; качество смеси.
Процесс приготовления смеси из компонентов, которые представляют собой сыпучие материалы используется во многих отраслях промышленности. Разработано много способов и устройств для приготовления смесей. В работе [1] предложена следующая классификация смесителей:
- по характеру протекания процесса во времени (смесители периодического и непрерывного действия);
- по природе силового воздействия на частицы (смесители гравитационные, центробежные, пневматические, электромагнитные и т.д.);
- по механизму смешивания частиц: циркуляционные; объемного смешивания; диффузионного смешивания; прямоточные;
- по конструктивным особенностям: барабанные; шнековые; ленточные; лопастные и т.д.;
- по способу управления: с ручным управлением; с автоматическим или программным управлением.
Рассмотрим самые простые, но надежные и широко используемые в реальном производстве смесители.
В смесителях периодического действия используются спирально-ленточные, лопастные или комбинированные рабочие органы, которые обеспечивают многократное перемещение сыпучего материала [2]. В смесителях горизонтального типа СГК рабочий орган комбинированный, где сочетаются и спиральные ленты и лопасти (рис. 1).
