CC BY
41
УДК 622.276.53
РАСЧЕТ В СИСТЕМЕ Л^У8 ПАРАМЕТРОВ СТРУЙНОГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОТБОРА НЕФТЯНОГО ГАЗА
Д.А. Сарачева, Р.И. Вахитова, К.Р. Уразаков
Актуальность работы обусловлена проблемой необходимости удаления скопившегося газа из кольцевого пространства между обсадной колонной и наружной поверхностью насосно-компрессорных труб, с которой сталкиваются нефтедобывающие компании. Разработано устройство струйного типа для перепуска свободного газа. Целью работы является расчет параметров устройства струйного типа для перепуска свободного газа в составе установки электроцентробежного насоса методом программного моделирования. В результате расчета параметров струйного устройства с применением программного продукта ЛЫ8У8 получена аналитическая модель, позволяющая осуществить оптимальный его подбор в составе компоновки с установкой электроцентробежного насоса.
Ключевые слова: тандемная установка, установка электроцентробежного насоса, затрубное пространство скважины, насосно-компрессорные трубы, устройство струйного типа для перепуска свободного газа, давление свободного газа, ЛЫ8У8.
Введение
В настоящее время в разработке имеются нефтяные месторождения, характеризующиеся трудноизвлекаемыми запасами пластовой жидкости. Поэтому при работе в осложненных условиях к выбору оборудования и технологий предъявляются определенные требования. При добыче пластовой жидкости с наличием большого объема газа в затрубном пространстве установки электроцентробежных насосов испытывают серьезные трудности [1].
В последнее время на нефтедобывающих скважинах применяются тандемные установки [2 - 4]. Тандемная установка включает в себя установку электроцентробежного насоса и устройство струйного типа [5, 6]. Такие установки могут использоваться для удаления скопившегося газа в межтрубном пространстве из нефтедобывающих скважин [7, 8].
Добыча пластовой продукции тандемным способом представляет собой альтернативу применяющимся технологиям [9]. Нефтяной газ, который предварительно сепарируется на приемном модуле электроцентробежного насоса, скапливается в затрубном объеме скважины, инжектируется в устройстве струйного типа и далее подается в полость насосно-компрессорных труб.
В исследованиях [1], проведенных в промысловых условиях, рассматривались разные компоновочные варианты тандемных установок, при этом доказана их работоспособность и получен соответствующий технологический эффект.
Для обеспечения эффективной эксплуатации тандемных установок важно определять интервал их стабильной работы, обосновать выбор необходимых размеров устройства струйного типа. Процесс подбора оптимальных размеров устройства струйного типа является достаточно сложным [10]. Работа [11] посвящена проведению экспериментальных лабораторных исследований для определения оптимальных относительных размеров струйного аппарата. Процесс оптимизации работы струйного аппарата исследован в работах [12 - 14].
Все большее распространение получают процессы численного моделирования при исследованиях работоспособности насосного оборудования. Исследованиям возможности программного комплекса АКБУБ СБХ при изучении течения жидкости в центробежном насосе посвящена работа [15]. Исследования [16] направлены на создание параметрической замкнутой оптимизационной математической модели рабочего колеса центробежного насоса на платформе ЛдБуБ. Поэтому авторы для обеспечения эффективной совместной работы струйного и центробежного насосов использовали универсальную программную систему конечно-элементного анализа АШУБ.
Разработка струйного аппарата для перепуска затрубного газа
Лвторы предлагают устройство струйного типа, предназначенное для перепуска нефтяного газа, скапливающегося в затрубном объеме скважины (патент РФ на изобретение №2517287) [17].
Предлагаемое устройство струйного типа устанавливается при монтаже в верхней части насосно-компрессорных труб (НКТ) в период выполнения спускоподъемных работ и располагается выше, чем уровень добываемой пластовой жидкости. Части устройства выполняются в симметричном исполнении (если рассматривать продольный разрез), тем не менее, отличаются своей подвижностью. Одна из частей является неподвижной. Вторая часть может продольно двигаться внутри трубной колонны, при этом она является связанной с поршнем посредством магнитов постоянного типа. Поршень, размещенный в цилиндре и подпружиненный в нижней части, располагается параллельно оси трубной колонны. Сверху у цилиндра расположено отверстие, связанное с внутренним пространством насосно-компрессорных труб. Устройство струйного типа изображено на рис. 1.
В процессе эксплуатации погружного насоса наблюдается разгази-рование пластовой жидкости [18 - 20]. Часть газа попадает на приемный модуль электроцентробежного насоса и по насосно-компрессорным трубам поднимается на поверхность, при этом другая часть газа в затрубном пространстве скапливается выше динамического уровня, как следствие, повышая давление свободного газа [21, 22]. Данное давление скопившегося газа внутри устройства через отверстие оказывает воздействие на ниж-
нюю часть поршня. Под воздействием давления свободного газа и пружины поршень начинает подниматься, захватывая при этом за собой подвижную часть устройства струйного типа с помощью постоянных магнитов.
тЧ 1 ¡1
1 \
1 1
9
^ 1 к 1 / Ш |г 4 1 11 ^ 1 ¥ ^ I 1 ^
'4 й -
2__ 1 г
1 ^
7 г 1 г 1 1 ^
Л—-
"---У
^—\— 1_А-
¡¡¡¡¡г ,«'/? .8
ш
а б
Рис. 1. Устройство струйного типа: 1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - полость под поршнем; 3 - неподвижная часть; 4 - клапан обратный; 5 - часть подвижная; 6 - магнит постоянного типа;
7 - пружина стальная; 8 - поршень подпружиненный; 9 - цилиндр с отверстиями; 10 - отверстие; 11 - пространство затрубное; 12 - колонна эксплуатационная; 13- отверстие;
14 - установка электроцентробежного насоса;
Н - суживающаяся часть: а - в неактивном состоянии; б - в активном состоянии
При достижении этой частью сверху крайнего положения устройство струйного типа действует следующим образом: в сечении Н снижается давление, срабатывает клапан обратный и скопившийся газ начинает поступать в полость НКТ. При этом в затрубном объеме скважины наблюдается понижение давления скопившегося газа [23, 24]. В результате уменьшения давления газа в затрубном пространстве подвижная часть устройства струйного типа под действием собственного веса перемещается вниз.
Моделирование характеристик струйного аппарата
Для обеспечения оптимальной работоспособности тандемной установки, а именно устройства струйного типа в составе установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), важно правильно подобрать параметры струйного устройства [25, 26].
Необходимо определить разность давлений в сопловой части устройства струйного типа численным методом, получить местные потери и потери на трение по длине, установить силы, действующие на устройство струйного типа при сужении в канале свободного сечения [27, 28].
Для численного расчета выбрали распространенный в среде операционных систем многоцелевой пакет проектирования и анализа АКБУБ 14.5 с интерактивной графикой. В системе инженерного анализа решение задач начинается с описания границ расчетной области [29]. Решение пространственной задачи с созданием компьютерной геометрической модели проводилось в симметричной постановке. Работа струйного устройства моделировалась в закрытом и открытом положениях с созданием геометрических твердотельных и конечно-элементных моделей.
Исходные параметры, задаваемые на стадии препроцессорной подготовки и применяемые при моделировании устройства струйного типа для перепуска свободного газа, сведены в табл. 1.
Таблица 1
Характеристики рабочей среды
Диаметр внутренний насосно-компрессорных труб, мм 50,7
Давление скопившегося газа в затрубном объеме: - на начальном этапе работы, МПа - на конечном этапе работы, МПа 2 1
Температура рабочей жидкости, °С 25
Плотность пластовой среды, кг/м3 870
Общее входное давление в устройстве струйного типа, МПа 2,5
Выходное давление статическое, МПа 0,6
Вязкость нефти, мПас 7
Для исследуемой области расчет проводился в двумерном измерении. В областях контактов задавалась шероховатость поверхности стенок, определяемая коэффициентом, равным 0,2. Строились модельные пары для проведения расчетов: когда в нижней половине располагается подвижная часть устройства, то есть устройство струйного типа не работает, и когда приподнята пружиной подвижная часть, то есть устройство струйного типа в рабочем состоянии.
Для корректного учёта процессов, которые происходят у стенок, например, таких как движение потока по законам Куэтта-Тейлора, Пуазей-ля и т.д., применили расчетный инструмент вида «Инфляция». На основе геометрической модели создали конечно-элементную сетку, а способом генерации сетки служил процесс измельчения пристеночных ячеек до размера 10-3 мм с использованием интерактивных и «интуитивных» средств. Сеточная модель устройства струйного типа может находиться в различ-
ных состояниях, а именно в закрытом (~323 тыс. ячеек) либо открытом (~493 тыс. ячеек).
L O.OWe-КХЮ [m sM]
Velocity v Contour 2
ft
9.294(НЮ1 8.519e+0D1 7.743e+001 e.96ie+ooi 6.192е-КЮ1 5.416e+001
i3.365e+001 3.09Qe+001 2.314e+001
1.538e+001 7.629e+000 -1.271e-001 [m s"-1]
Absolute Pressure contour 1
б
Рис. 2. Устройство струйного типа в закрытом состоянии: а - пространство скоростей векторное; б - пространство абсолютного давления; в - осевая составляющая скорости
Двухфазная смесь входит в устройство струйного типа с давлением Рех. Выбираем сопло с диаметром 5 мм. Проходя через него газожидкостная смесь ускоряется, следовательно, на входе приемной камеры понижается давление Рехн. В устройстве струйного типа, находящемся в составе
УЭЦН, за счет создаваемого свободным газом давления в затрубном объеме скважины начинается процесс инжекции газа, и далее выравнивается скорость движения двухфазной смеси с давлением Рыых.
а
в
При моделировании рассмотрели однофазный поток в первоначальном приближении. Для определения влияния газосодержания на работу устройства струйного типа в составе УЭЦН в дальнейшем выполнили три расчёта, увеличивая объём скопившегося газа «20 %.
В устройстве струйного типа в закрытом состоянии (рис. 2) определили величину силы (1857,31 Н), которая действует на подвижные элементы устройства.
В струйном устройстве в составе УЭЦН в открытом состоянии величина силы, которая действует на подвижные элементы эжектора, равна 3584,54 Н (рис. 3).
1 О.ОООе-ЮОО
[т е"-1 ]
Уе1сс1й V Ссг1оиг2 Г-г 1.28Эе+0С2 1.141е+002 9 98йе+001 8.567е+001 7.147е+001 5.727е+001 4.306е+001 2.38(зе+001 1 4бее+001 4 5176-001
У-1.375е+001 -2.795е+001 -4.2108*001 [т б"-1|
АЬэоМе Ргеййиге Соп1оиг 1
щ г оосе-гоов 1.833е+006 1,067е+ОО6 1.5000*006 1 ЗЗЭе+006 1.167е+006| 1 000е+0061 З.ЗЗЗе+0051 6.667е*005 5 000е+005 З.ЗЗЗе+005 1,667е+005 0.000е+000 [Ра]
а
б
в
Рис. 3. Устройство струйного типа в открытом состоянии: а - векторное пространство скоростей; б - осевая составляющая скорости; в - пространство абсолютного давления
В открытом состоянии струйного устройства в составе УЭЦН определены следующие силы: для лобовой области (1107 Н), для диффузора (1210,8 Н). Максимальная сила в диффузоре вызвана разрежением давления основной среды.
Для однофазного потока в процессе численного моделирования было выявлено резкое снижение давления в диффузорной области, что может указывать на имеющуюся развитую кавитационную область.
Исходя из вышеизложенного, можно определить искомое результирующее значение Гсдвига - силу, которая действует на подвижную половину
устройства струйного типа в составе УЭЦН (рис. 4):
Г = (г - Г + Г - г )
сдвига \ полная (ффронт т% П полная(тыльная) / 5
где Гполная(фр(нт) - фронтальная сила в подвижной области устройства струйного типа по направлению движения пластовой среды (полная); Гт§ - сила от действия утяжеленной массы подвижной области; - сила от действия стальной пружины; Гполная(тыльная) - тыльная сила в подвижной области
устройства струйного типа в противоположном направлении движению пластовой среды (полная), в результате чего снижается давление двухфазной смеси в диффузорной части.
Рис. 4. Процесс распределения сил в подвижной области устройства
струйного типа
Далее рассмотрим процесс моделирования двухфазного потока пластовой жидкости.
При его моделировании определены силы (табл. 2), действующие на подвижную область устройства струйного типа.
Таблица 2
Параметры течения пластовой среды в виде двухфазного потока
для моделирования
Газовый объем, Процесс снижения давле- Сила, которая действует на
об.,% ния, МПа подвижную половину, Н
5 9,3 2990,70
10 6,7 2499,91
15 5,7 2098,41
20 5,2 1879,64
В результате выполнения проверочного расчета построена табл. 3.
Таблица 3
Результаты проверочного расчёта стальной пружины из проволоки
ГОСТ 18793-80
Наименование параметров Величина параметров
Данные для моделирования: Диаметр пружины внешний (Вы) Рабочий ход стальной пружины (И) Диаметр используемой проволоки (ёпр) Пружина 3-го класса 15 мм 600 мм 4 мм 11а
Результаты проверочного расчёта: Жесткость витка пружины (21) Усилие пружины с учетом максимальной деформации (Р3) Жесткость стальной пружины (2) Деформация 1-го витка (Гэ) Полное количество витков (т) Количество рабочих витков (п) Индекс стальной пружины (с) Диаметр пружины средний (Б0) Предварительная величина деформации (Б1) Рабочая величина деформации (Тг) Максимальная величина деформации (Б3) 192,3365890308 Н/м
218,13449308227 кг
0,2501125995199Н/м
1,1341289464551 мм
770,5
769
2,75
11 мм
199,9099609375 мм
799,9099609375 мм
872,14515982395 мм
Путём последовательного использования полученных зависимостей получены оптимальные параметры геометрических размеров сопла (рис. 5).
60 мм 195 мм
Рис. 5. Геометрические параметры устройства струйного типа
Величина диаметра сужения устройства соплового типа с учетом граничных условий, опорных показателей определилась как 5,034 мм, угол сужения 170, угол расширения 60.
Заключение
Предложено определение оптимальных параметров устройства струйного типа для перепуска свободного газа в составе УЭЦН теоретическим путем. Численным моделированием перепада давления на сопловой
части устройства струйного типа получены значения сил, влияющих на конструкцию устройства из-за сужения свободного сечения рабочего канала. Определены размеры струйного устройства в составе УЭЦН для разработки требуемой конструкторской документации.
Список литературы
1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. М.: Нефть и газ, 2003. 816 с.
2. Сарачева Д.А., Вахитова Р.И. О повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин с высоким газовым фактором // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. Т. 2. №100. С. 91 - 99.
3 Петри Н.Л., Вильсон П.М., Смарт Э.Э. Струйные насосы для нефтяных скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. №11. С. 5 - 12.
4. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатом-издат, 1989. 352 с.
5. Лось Д.В. Анализ эксплуатации скважин тандемными глубинно-насосными установками в условиях высокой обводненности и газового фактора // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. 2017. № 1. С. 172 - 175.
6. The laid-back, adaptable hydraulic down hole pump / S.E. Duke // Drilling. 1982. No. 3. Р. 84 - 95.
7. Калачев В.В. Экспериментальная оценка эффективности рабочего процесса струйных насосов, работающих в газо-жидкостном режиме, и перспективы их использования в природоохранном оборудовании // Гидравлика. 2017. Т.2. № 4. С. 93 - 130.
8. Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoorik H.B. An Elektrikal Sub-merrsible jet Pump for Gassy Oil Well // J. of Petroleum Technology. 1999. Р. 34 - 36.
9. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации / А.Н. Дроздов [и др.] // Нефтепромысловое дело. 2004. № 3. С. 31 - 46.
10. Mechanical behavior of a wire-woven metal under compression / M. G. Lee, K. W. Lee, H. K. Hur, K. L. Kang // Composite Structures. 2013. Vol. 95. P. 264 - 277.
11. Tarasyants S.A., Pashkov P.V., Efimov D.S. Laboratory tests of a jet device to increase the centrifugal and axial pump suction head // Periodico the Quimica. 2018. Vol. 15. No. 11. P. 55 - 66.
12. Dauletbaev B.U., Lee A.E. Optimization operation of the jet device, located on the suction line of the centrifugal pump // Современный научный вестник. 2017. Т. 2. № 9. С. 37 - 41.
13. Experimental study on flow in diffuser of liquid-jet gas pump / Q. Xiang, Y. Wu, H. Li, C. Wang // Paiguan Jixie Gongcheng Xuebao. 2014. Vol. 32, No.7. P. 558 - 562.
14. Girgidov A.D. Efficiencies of jet pumps // Power Technology and Engineering. 2015. Vol. 48. No. 5. P. 366 - 370.
15. Расчетное исследование течения жидкости в центробежном насосе в среде ANSYS CFX / М.Н. Баулин [и др.] // Насосы. Турбины. Систем. 2016. № 2(19). С. 75 - 79.
16. Булыгин Ю.А., Иванов А.В., Галдин Д.Н. Создание параметрической замкнутой оптимизационной математической модели рабочего колеса центробежного насоса на платформе ANSYS WORKBENCH // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2017. Т. 13. № 1. С. 29 - 32.
17. Струйный аппарат для перепуска затрубного газа: пат. 2517287 РФ; опубл. 27.05.2014. Бюл. № 15.
18. Топольников А.С., Вахитова Р.И., Сарачева Д.А. Регулирование технологических параметров скважины, оборудованной погружной электроцентробежной установкой с эжектором // Сб. науч. тр. IV Всеросс. науч.-практ. конф. «Научная сессия ученых Альметьевского государственного нефтяного института». Альметьевск: Изд-во АГНИ, 2011. Т. 1. С.126 - 130.
19. Коротков В.В., Маклачков А.Н., Шитохина О.Г. Особенности работы струйных аппаратов // Научный альманах. 2016. Т.10-3. № 24. С.178 - 182.
20. Hasan A.R., Kabir C.S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // Int.J. Multiphase Flow. 1992. No.18. Р. 279 - 293.
21. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН / А.С. Топольников, К.Р. Уразаков, Р.И. Вахитова, Д.А. Сарачева // Нефтегазовое дело. 2011. № 3. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Topolnikov/Topolnikov_1.pdf.
22. A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Well-bores / A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham, J.P. Brill // SPE PF 143. Trans. AIME. 1994. Р. 143 - 152.
23. An electron jet pump: the venturi effect of a fermi liquid / D. Taubert, G.J. Schinner, C. Tomaras, S. Ludwig, H.P. Tranitz, W. Wegscheider // Journal of Applied Physics. 2011. Vol. 109. No. 10. P. 102 - 112.
24. Kuisheng W., Zhongqiang T. Revised characteristics curve optimizes jet pumping // Oil & Gas Journal. 2001. Vol. 99. No. 26. Р. 52.
25. Квенцель А.Л., Ремень В.И. Пути повышения эффективности работы жидкостных струйных насосов // Вестник Луганского национального университета им. Владимира Даля. 2017. Т.3. №5. С. 45 - 52.
26. Computational fluid dynamic analysis and design optimization of jet pumps / J. Fan, J. Eves, H.M. Thompson, V.V. Toropov, N. Kapur, D. Copley, A. Mincher // Computers & Fluids. 2010.
27. Сазонов Ю.А. Моделирование совместной работы струйного насоса и центробежного насоса // Территория Нефтегаз. 2009. № 2. С. 32 - 35.
28. The design, manufacture and testing of a jet-pump chiller for air conditioning and industrial application / I.W. Eames, A. Milazzo, D. Paganini, M. Livi // Applied Thermal Engineering . 2013. Vol. 58. No. 1-2. Р. 234 - 240.
29. Чабурко П.С., Ломакин В.О. Численное моделирование течения жидкости в струйном насосе // Машиностроение. 2014. Т.2. № 3. URL: http://www.indust-engineering.ru/issues/2014/2014-3.pdf.
Сарачева Диана Азатовна, канд. техн. наук, доц., [email protected], Россия, Республика Татарстан, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт,
Вахитова Роза Ильгизовна, канд. техн. наук, доц., [email protected], Россия, Республика Татарстан, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт,
Уразаков Камил Рахматуллович, д-р техн. наук, проф., [email protected], Россия, Республика Башкортостан, Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет
CALCULATION IN THE ANSYS SYSTEM OF THE PARAMETERS OF THE JET DEVICE FOR THE EXTRACTION OF PETROLEUM GAS
D. A. Saracheva, R. I. Vakhitova, K. R. Urazakov
The relevance of the work is due to the problem of the need to remove accumulated gas from the annular space between the casing and the outer surface of the tubing faced by oil producing companies. Increased pressure of accumulated gas in the annulus leads to an increase in back pressure on the reservoir, that is, to a decrease in the influx of reservoir fluid, to push the level of this fluid up to the intake of a submersible pump, to a decrease in flow. Currently, in oil-producing wells equipped with electric centrifugal pumps, to reduce the pressure of petroleum gas accumulating in the annular space, jet devices are used to bypass the gas, which in the process of their work provides injection branch to the accumulated gas tubing from than the dynamic level. The authors have developed an inkjet-type device for bypassing free gas (RF patent for invention No. 2517287). To ensure the operability of the installation, consisting of a jet device and an electric centrifugal pump, it is important to correctly select the basic technological and geometrical parameters of the jet device and the electric centrifugal pump. It is proposed to implement an optimal selection of the parameters of an inkjet-type device for operation as part of a submersible centrifugal unit to create an analytical model imported into ANSYS 14.5 using numerical simulation technologies.
The aim of the work is to calculate the parameters of the jet-type device for bypassing free gas as part of an electric centrifugal pump installation using a software simulation method. Numerical studies were performed using the ANSYS universal software system for the
finite element analysis. The work of the jet device was modeled with the creation of geometric solid-state and finite-element models. In the present work, the grid models of the jet device in the open and closed states, the vector velocity fields, the distribution of the axial velocity component, the absolute pressure field are constructed. The projections of forces in the jet device are given, the geometric characteristics of the jet device are calculated. As a result of the calculation of the parameters of the jet device using the ANSYS software product, an analytical model was obtained, which allows it to be optimally selected as part of the layout with the installation of an electric centrifugal pump for oil wells with a high gas factor.
The numerical simulation determines the size of the jet-type device for bypassing free gas to ensure its optimum performance as part of an electrical centrifugal pump unit.
Key words: tandem installation, installation of electric centrifugal pump, well annu-lus, tubing, jet device for free gas bypass, free gas pressure, ANSYS.
Saracheva Diana Azatovna, candidate of technical sciences, associate professor, [email protected], Russia, Republic of Tatarstan, Almetyevsk, Almetyevsk State Oil Institute,
Vakhitova Roza Ilgizovna, candidate of technical sciences, associate professor, [email protected], Russia, Republic of Tatarstan, Almetyevsk, Almetyevsk State Oil Institute,
Urazakov Kamil Rakhmatullovich, doctor of technical sciences, professor, UrazakK @,mail.ru, Russia, Republic of Bashkortostan, Ufa, Ufa State Petroleum Technical University
Reference
1. Mishchenko I. T. Borehole oil production: studies. settlement for universities. Moscow: "Oil and gas", 2003. 816 PP.
2. Saracheva D. A., Vakhitova R. I. on increasing the efficiency of oil well exploitation with a high gas factor // Problems of collecting, preparing and transporting oil and oil products. 2015. Vol. 2. No. 100. Pp. 91 - 99.
3 Petri N. L., Wilson P. M., Smart E. E. Jet pumps for oil wells // Oil, gas and petrochemistry abroad. 1983. No. 11. Pp. 5 - 12.
4. Sokolov E. Ya., singer N. M. Jet devices. Moscow: Energoatomizdat, 1989. 352
PP.
5. Los D. V. Analysis of well operation by tandem deep-pumping units in conditions of high water content and gas factor // Problems of development of hydrocarbon and ore mineral deposits. 2017. No. 1. Pp. 172 - 175.
6. The laid-back, adaptable hydraulic down hole pump / S. E. Duke // Drilling. 1982. No. 3. R. 84 - 95.
7. Kalachev V. V. Experimental evaluation of the efficiency of the working process of jet pumps operating in gas-liquid mode, and prospects for their use in environmental equipment // Hydraulics. 2017. Vol. 2. No. 4. Pp. 93 - 130.
8. Carvalho P. M., Podio A. L., Sepehrnoorik H. B. An Elektrikal Sub-merrsible jet Pump for Gassy Oil Well // J. of Petroleum Technology. 1999. P. 34 - 36.
9. Application of pump-ejector systems "Tandem" on oil fields of the Russian Federation / A. N. Drozdov [et al.] // Oil-field business. 2004. No. 3. P. 31 - 46.
10. Mechanical behavior of a wire-woven metal under compression / M. G. Lee, K. W. Lee, H. K. Hur, K. L. Kang // Composite Structures. 2013. Vol. 95. P. 264 - 277.
11. Tarasyants S. A., Pashkov P. V., Efimov D. S. Laboratory tests of a jet device to increase the centrifugal and axial pump suction head // Periodico the Quimica. 2018. Vol. 15, No. 11. P. 55 - 66.
12. Dauletbaev B. U., Lee A. E. Optimization operation of the jet device, located on the suction line of the centrifugal pump // Modern scientific Bulletin. 2017. Vol. 2. No. 9. Pp. 37 - 41.
13. Experimental study on flow in the diffuser of the liquid-jet gas pump / Q. Xiang, Y. Wu, H. Li, C. Wang // Paiguan Jixie Gongcheng Xuebao. 2014. Vol. 32, No.7. P. 558 - 562.
14. Girgidov A. D. Efficiencies of jet pumps // Power Technology and Engineering. 2015. Vol. 48. No. 5. P. 366 - 370.
15. Computational study of fluid flow in a centrifugal pump in an ANSYS CFX medium / M. N. Baulin [et al.] // Pumps. Turbines. Si-stem. 2016. No. 2(19). P. 75 - 79.
16. Bulygin Yu. a., Ivanov A.V., Galdin D. N. Creating a parametric closed optimization mathematical model of a centrifugal pump impeller on the ANSYS WORKBENCH platform // Bulletin of the Voronezh state technical University. 2017. Vol. 13. No. 1. Pp. 29 - 32.
17. Jet device for bypass of annular gas: Pat. 2517287 of the Russian Federation; publ. 27.05.2014. Bull. No. 15.
18. Topolnikov A. S., Vakhitova R. I., Saracheva D. A. Regulation of technological parameters of a well equipped with a submersible electrocentrobege installation with an ejector // SB. nauch. tr. IV vseross. science.- prakt. Conf. "Scientific session of scientists of the Almetyevsk state oil Institute" / Almetyevsk: AGNI Publishing house, 2011. Vol. 1. Pp. 126130.
19. Korotkov V. V., Maklakov A. N., Shatohina O. G. Peculiarities of operation of jet apparatus // Scientific almanac. 2016. Vol. 10-3. No. 24. Pp. 178-182.
20. Hasan A. R., Kabir C. S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // Int.J. Multiphase Flow. 1992. No.18. Pp. 279-293.
21. Method of calculating the parameters of a jet pump when operating together with an ECN / A. S. Topolnikov, K. R. Urazakov, R. I. Vakhitova, D. A. Saracheva / / oil and Gas business. 2011. No. 3. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors /Topolnikov/ Topolni-kov_1.pdf.
22. A Comprehensive Mechanical Model for Two-Phase Flow in Wellbores / A. M. Ansari, N. D. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham, J. P. Brill // SPE PF 143, Trans. AIME. 1994. P. 143 - 152.
23. An electron jet pump: the venturi effect of a fermi liquid D. Taubert, G. J. Schinner, C. Tomaras, S. Ludwig, H. P. Tranitz, W. Wegscheider // Journal of Applied Physics. 2011. Vol. 109. No. 10. P. 102 - 112.
24. Kuisheng, W., T. Zhongqiang Revised characteristics curve optimizes jet pumping // Oil & Gas Journal. 2001. Vol. 99. No. 26. P. 52.
25. Kventsel A. L., Belt V. I. Ways to improve the efficiency of liquid jet pumps // Bulletin of Luhansk national University. Vladimir Dal. 2017. Vol. 3. No. 5. Pp. 45-52.
26. Computational fluid dynamic analysis and design optimization of jet pumps / J. Fan, J. Eves, H. M. Thompson, V. V. Toropov, N. Kapur, D. Copley, A. Mincher // Computers & Fluids. 2010.
27. Sazonov, Y. A. Simulation of the joint operation of jet pump and centrifugal pump // Territory Naftogaz. 2009. No. 2. Pp. 32-35.
28. The design, manufacture and testing of a jet-pump chiller for air conditioning and industrial application / I. W. Eames, A. Milazzo, D. Paganini, M. Livi // Applied Thermal Engineering. 2013. Vol. 58. No. 1-2. Pp. 234-240.
29. Caborca P. S., Lomakin V. O. Numerical simulation of fluid flow in the jet pump // engineering industry. 2014. Vol. 2. No. 3. URL: http://www.indust-engineering.ru/ issues/ 2014/2014-3.pdf.
УДК 553.44.042 (571)
ЗОЛОТО-СЕРЕБРОСОДЕРЖАЩИЕ ПОЛИМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ - ТЕХНОЛОГИЯ И ОПЫТ ИХ ПРОГНОЗА
И ПОИСКОВ
Т.В. Серавина, В.В. Кузнецов, А. А. Конкина
Рассмотрены золото-серебросодержащие колчеданно-полиметаллические месторождения основных минерагенических зон РФ и технология их прогноза и поисков. Показано, что большинство месторождений содержат промышленные содержания благородных металлов, а ряд из них обладает уникальными запасами полиметаллических руд с золотом и серебром. Многолетние исследования ЦНИГРИ позволили выработать и успешно применить технологии ведения прогнозно-поисковых работ, основанных на создании прогнозно-поисковых моделей и анализе комплекта карт, отражающих различные характеристики рудного и околорудного пространства.
Ключевые слова: полиметаллические месторождения, VMS, золото, серебро, свинец, цинк, прогнозно-поисковые модели, прогнозно-поисковый комплекс, комплект карт, ГИС-пакет.
Полиметаллические месторождения РФ представлены следующими основными типами: SEDEX - 39 %, VMS - 34 % (в этой группе выделяются также месторождения жильного Нойон-Тологойского типа (VMS_G), доля которых - 3 % от общих запасов, MVT - 23 %. По суммарной добыче свинца и цинка они распределяются следующим образом: 49 % - MVT, 30 % - VMS, 16 % - жильные. Некоторые месторождения в карбонатных и терригенных толщах (типы SEDEX и MVT) характеризуются переменным количеством серебра. Повышенные содержания золота отмечаются лишь в месторождениях типа VMS (в вулканогенных ассоциациях).
Месторождения VMS расположены в таких регионах РФ, как Алтайский край (Рудноалтайская минерагеническая зона), Кемеровская область (Салаирская минерагеническая зона), Республика Тыва (Улугойская минерагеническая зона) и Забайкальский край (Приаргунская минерагени-ческая зона) [1]. В настоящее время в распределенном фонде недр находится около 10 полиметаллических месторождений, в которых отмечаются повышенные содержания золота и серебра. Запасы золота в этих месторождениях варьируются от 6 до 30 т, а серебра - от 263 до 3500 т. Содержания золота в этих месторождениях составляют от 0,6 до 2 г/т, а серебра от 31 до 121 г/т. Наиболее крупным по запасам золота является Ново-Широкинское месторождение (30 т), а по запасам серебра - Нойон-
