CC BY
36
Энергетика
УДК 621.1.016.4 + 681.3
ВЫБОР ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РЕЖИМОВ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Ю.А. Булыгин, В.В. Бородкин
В статье рассмотрены вопросы взаимосвязи гидродинамических и тепловых параметров технологического оборудования при подземном ремонте нефтяных скважин и сформулированы критерии выбора их оптимальных эксплуатационных режимов
Ключевые слова: подземный ремонт нефтяных скважин, термогидродинамические установки, эксплуатационные режимы
Введение
Пластовая жидкость, поднимаемая из глубины скважины на поверхность, представляет собой смесь алифатических (парафиновых), циклических нафтеновых и жидких ароматических углеводородов, смолисто-асфальтовых веществ, нафтеновых кислот, высокоминерализованной пластовой воды, насыщенной механическими примесями, попутными газами, и т.д. [1]. При подъеме пластовой жидкости по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) термобарические условия скважины заметно изменяются, что приводит к отложению на стенках НКТ парафинов, песка, кристаллогидратов углеводородов и т.п., а также к образованию длинномерных пробок, препятствующих транспортировке сырой нефти к устью скважины. Поэтому нефтяные скважины периодически подвергают восстановительному ремонту с целью ликвидации указанных пробок [2].
Несмотря на большое количество возможных способов выполнения этих работ, наибольшее распространение в практике получил способ промывки русел НКТ различными технологическими жидкостями [3]. Сущность этого способа заключается в том, что предварительно нагретую промывочную жидкость при помощи насоса подают из бака мобильной технологической установки по компрессорной гибкой трубе (КГТ) в зону подземного ремонта НКТ, где под действием градиентов температур и гидродинамических сил, формируемых размывочной головкой, происходит ее взаимодействие с образовавшейся пробкой. Ингредиенты пробки, образовавшиеся в результате ее распада, обратным током промывочной жидкости через кольцевое русло, образованное
Булыгин Юрий Александрович - ВГТУ, д-р техн. наук, профессор, тел. 8(473) 252-34-52
Бородкин Владимир Васильевич - ВГТУ, канд. техн. наук, доцент, тел. 8(473) 253-12-68
наружной поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ, удаляются на поверхность скважины в буферный бак мобильной установки. При этом процесс размывания пробки сопровождается непрерывным увеличением длины КГТ за счет ее подачи с накопительного барабана технологической установки вглубь скважины.
Эффективность проведения ремонтных работ определяется не только климатическими условиями и физическими параметрами используемых промывочных жидкостей, но и выбранными эксплуатационными режимами мобильных технологических установок. С одной стороны, повышение исходной температуры промывочной жидкости в баке и увеличение ее подачи в зону залегания пробкового барьера приводит к повышению производительности ремонта (скорости размывания пробки), а с другой стороны, из-за больших глубин разрабатываемых нефтяных скважин (до нескольких тысяч метров) значительно возрастает интенсивность теплообмена промывочной жидкости с окружающей средой (а соответственно и потери тепловой энергии), а также величина возникающих при подаче промывочной жидкости гидравлических потерь, ограниченная техническими характеристиками применяемых насосов. Поэтому вопросы выбора эксплуатационных режимов термогидродинамических установок при подземном ремонте нефтяных скважин являются актуальными.
В предположении неизменности теплофизических параметров промывочной жидкости и в отсутствие теплообмена с окружающей средой структура гидравлических потерь в технологической системе ремонта скважин может быть представлена следующим образом [4]:
Ар = Ар КГТ + АрМЛр + Ар КГТ _НКТ + Арсл , (1)
где АрКГТ - потери давления при течении промывочной жидкости в КГТ.
Ар КГТ = Хк
8L
СКВ (1 + Kl) ■ G2
(2)
р1 ■л ■ й1
где Хщг - коэффициент гидравлических потерь в КГТ, зависящий от режима течения промывочной жидкости; Ьскв - глубина скважины от ее устья
до расположения пробкового барьера; КЬ - коэффициент приведения общей длины КГТ к глубине скважины Ь,
(
Kl =
1 +1,77-
d1
R
БАР
(3)
где ё1 - внутренний диаметр КГТ; ЯБАР - радиус изгиба КГТ на накопительном барабане; ЬБАР - длина КГТ, смотанной на барабане.
^БАР = ^КГТ ^СКВ ^АТМ , (4)
где ЬКГТ - суммарная длина КГТ; ЬАТМ - длина КГТ от устья скважины до входа в накопительный барабан; р1, О - плотность и массовый расход промывочной жидкости внутри КГТ; АрМ ПР - перепад давлений на размывоч-
ной головке в скважине; АрКГТ НКТ - потери давления при течении промывочной жидкости в кольцевом канале, образованном наружной поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ.
Ар
■ L G2
НКТ СКВ w
КГТ -НКТ
р2Л (Л2 + Л1 + 251 У (Л2 - Л1 - 251 У ’
(5)
где ХнКТ - коэффициент гидравлических потерь в кольцевом канале между КГТ и НКТ, зависящий от режима течения в нем промывочной жидкости; р2 - плотность промывочной жидкости внутри кольцевого канала между КГТ и НКТ; Л2 - внутренний диаметр НКТ; 5 1 - толщина стенки КГТ; Арсл - потери давления при течении промывочной жидкости в сливной магистрали.
Арсл ХС.
8 ■ К ■ L
° СЛ СКВ _ G2
(6)
рсл л
где Хсл - коэффициент гидравлических потерь в сливном трубопроводе; Ксл - коэффициент приведения длины сливного трубопровода Ьсл к глубине скважины ЬСКВ .
Г<ТТ L^TT / Lf
(7)
рсл - плотность промывочной жидкости внутри сливного трубопровода; Лсл - внутренний
диаметр сливного трубопровода.
Подставляя выражения (2) - (7) в уравнение (1) и нормируя его по предельному давлению в насосе рНАс, находим
Ар АРм
- + -
8 ■ L,
+
р1Р Р НАС XНКТ
XКГТ (1 + Kl)
d5
+
+
(Р2 /Pi )(d2 + d1 + 2d1 У ■ (d2 - dl - 2d1 )
X
■ К
ЭСЛ А^СЛ
15СЛ.
G
- +
(8)
( Рсл / P1)d,
Результаты расчета Ар/р НАС по уравнению (8) для системы с исходными конструктивными параметрами р НАС = 30 МПа,
АрМпр = 2 МПа ,d2 = dCT = 0,06 м, d1 = 0,003 м, LСКВ = 800 м, LКГТ = 1010 м,
LAm = LСЛ = 10 м и теплофизическими характеристиками промывочной жидкости р1 = Р2 = РСЛ = 988,1 кг / м3;
V = 0,56 ■ 10 ~6 м2 / с в рабочем диапазоне температур (0-100 °С) приведены в табл. 1.
Таблица 1
d1, м G, кг/с
4,5 5,0 5,5 6,0 6,5
0,030 0,456 0,537 0,626 0,721 0,824
0,031 0,415 0,488 0,567 0,653 0,745
0,032 0,384 0,450 0,523 0,600 0,684
0,033 0,361 0,422 0,489 0,561 0,638
0,034 0,345 0,403 0,467 0,535 0,608
0,035 0,336 0,393 0,454 0,519 0,590
0,036 0,334 0,390 0,450 0,516 0,585
0,037 0,339 0,396 0,457 0,524 0,595
0,038 0,352 0,411 0,476 0,545 0,620
0,039 0,374 0,438 0,508 0,583 0,663
0,040 0,409 0,480 0,557 0,640 0,729
d1, м G, кг/с
7,0 7,5 8,0 8,5
0,030 0,933 1,049 1,171 1,300
0,031 0,842 0,946 1,055 1,170
0,032 0,772 0,866 0,966 1,071
0,033 0,721 0,808 0,900 0,997
0,034 0,685 0,768 0,855 0,946
0,035 0,665 0,745 0,829 0,917
0,036 0,660 0,739 0,822 0,909
0,037 0,670 0,751 0,835 0,924
0,038 0,699 0,782 0,871 0,964
0,039 0,748 0,838 0,933 1,033
0,040 0,823 0,924 1,029 1,140
НАС
НАС
L
L
БАР
+
Если уравнение (8) продифференцировать по и приравнять первую производную
Л (АР/Р НАС ) ё (ё1) тремум в виде
нулю, то можно выявить ее экс-
(й2 - - 281)
Рі
і, , (1+1,77—1—) х
*- САГ>
х
х <
ьг
1,82%
(ё2 + ё1 + 281 )3 (й2 -ё1 -281 )3 і6
х
40
РРП 2 (і 2 + і, + 281)
-164
1,82%
г 40 Л кр1У1й1
-164
. (9)
Поскольку величина второй производной
по і уравнения (8)
І2 (ЛР/Р НАС )
і (сі, )2
больше
нуля, то функция Ар/рНАС в точке будет иметь минимум [5]. Оптимальная величина ё1, при которой функция Ар/рНАС по уравнению
(8) будет иметь минимальное значение и в соответствии с выражением (9) составит для ё2=0,06 м ёОПТ1 =0,036 м; для ё2=0,073 м ёОпТ 1 = 0,045 м; для ё2 = 0,08 м ёОПТ 1 = 0,049 м, причем для принятых при выводе формулы (8) допущений величина ёОПТ 1 практически не зависит от массового расхода промывочной жидкости О (см. табл. 1).
Результаты уточненного расчета системы подземного ремонта с учетом изменения теплофизических параметров промывочной жидкости и теплообмена с окружающей средой (см. табл. 2), выполненные на основе метода аналогии тепломассообмена и «чистого» теплообмена с использованием пакета прикладных программ на ПЭВМ [6], показывают, что относительное расхождение результатов предложенных методов не превышает 3 %. Это позволяет рекомендовать формулу (8) для предварительной оценки гидравлических потерь в тепловой технологической системе.
Поскольку каждая ремонтная установка характеризуется величиной массового расхода О, подаваемого смонтированным на ней насосом в КГТ с внутренним диаметром ё1 и толщиной стенки б1, а также длиной КГТ ЬКГТ, располагаемой на накопительном барабане, то возможность размывания пробки в скважине,
2
Таблица 2
То, К і, м О, кг/с
4,5 5,0 5,5 6,0
283,1 0,0310 0,443
0,0343 0,435
0,0375 0,523
0,0408 0,810
288,1 0,0286 0,551
0,0317 0,487
0,0347 0,491
0,0377 0,591
293,1 0,0297 0,570
0,0326 0,524
0,0354 0,550
298,1 0,0281 0,677
0,0308 0,590
0,0335 0,566
303,1 0,0293 0,681
0,0318 0,618
308,1 0,0278 0,805
0,0303 0,700
313,1 0,0288 0,820
То, К і, м О, кг/с
6,5 7,0 7,5 8,0
288,1 0,0406 0,889
293,1 0,0382 0,681
0,0410 1,031
298,1 0,0361 0,617
0,0388 0,789
0,0414 1,213
303.1 308.1 313.1 0,0344 0,617
0,0369 0,698
0,0394 0,920
0,0419 1,442
0,0327 0,656
0,0351 0,677
0,0375 0,790
0,0399 1,062
0,0311 0,733
0,0334 0,705
0,0357 0,748
0,0379 0,889
318,1 0,0295 0,851
0,0317 0,779
0,0339 0,767
0,0361 0,825
323,1 0,0300 0,908
0,0321 0,844
0,0341 0,838
Т0 - температура промывочной жидкости на
входе в размывочную головку
Окончание табл. 2
8000,0
т„, К й1, О, кг/с
м 6,5 7,0 7,5 8,0
288,1 0,0406 0,889
293,1 0,0382 0,681
0,0410 1,031
298,1 0,0361 0,617
0,0388 0,789
0,0414 1,213
303,1 0,0344 0,617
0,0369 0,698
0,0394 0,920
0,0419 1,442
308,1 0,0327 0,656
0,0351 0,677
0,0375 0,790
0,0399 1,062
313,1 0,0311 0,733
0,0334 0,705
0,0357 0,748
0,0379 0,889
318,1 0,0295 0,851
0,0317 0,779
0,0339 0,767
0,0361 0,825
323,1 0,0300 0,908
0,0321 0,844
0,0341 0,838
Т0 - температура промывочной жидкости на
входе в размывочную головку
глубиной ТСКВ и при внутреннем диаметре НКТ ё2, будет ограничена предельным давлением промывочной жидкости на выходе из насоса.
Преобразуя формулу (8) относительно ТСКВ, получим выражение, позволяющее при максимально допустимом уровне гидравлических потерь в ремонтной системе (Ар -АрМПР) =30 МПа прогнозировать возможность подземного ремонта конкретной скважины имеющимся типоразмером мобильной передвижной ремонтной установки. Это выражение будет выглядеть следующим образом:
АСКВ = \рр2 (АР -АРМ.ПР )/8°2 ]/[ ^КГТ (1 + + К1)/++ХНКТ /(ё2 + ё1 + ) ( ё2 -
-ё1 - 2$1 )3 +ХСЛКСЛ /ёСл ] . (10)
Предельные глубины подвергаемых ремонту нефтяных скважин ЬСКВ , рассчитанные
по уравнению (10), при массовой подаче насосной установкой промывочной жидкости О = 6,5 кг/с и внутренних диаметрах КГТ ё1 и НКТ ё2 представлены на рис.1.
Т скв
■
. / \
/ \ -*-а2=0,0б — а2=0,073 — а2=0,08
і ■ - ■ \
і • \
* > ■ ■ \ \
л- »X «- -- ■ Ч
йі
Рис. 1. Предельные глубины скважин, промываемых при О = 6,5 кг/с и
ё = 0,06м; 0,073 м и 0,08 м Если величины Ар/рНАС , определяемые по
уравнению (8) и методом уточненного машинного счета с учетом теплообмена, различаются между собой незначительно (менее 3 %), то, как следует из табл. 1 и 2, величины внутренних диаметров КГТ, при которых гидравлические потери в системе минимальны, при учете теплообмена с окружающей средой будут заметно отличаться от значений, рассчитанных по уравнению
(9). В этом случае на величину ёОПТ 1 будет оказывать влияние не только распределение температур по длине системы ремонта скважины, но и значения массового расхода промывочной жидкости в гидравлической системе.
На рис.2 представлена объемная диаграмма, характеризующая изменение Ар/рНАС как от относительных тепловых потерь промывочной жидкости (ТВХ - Т0) / ТВХ , где ТВХ - температура промывочной жидкости в баке ремонтной установки, так и от внутреннего диаметра КГТ й1.
0,1222 0,1358 0,1494 0,163 0,1766 0,1902 0,2037 0,2173 0,2309
1,6000
1,5000
1,4000
1,3000
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
0,6000
0,5000
0,4000
0,3000
0,2000
0,1000
0,0000
йі
Рис. 2. Зависимость удельных гидропотерь от внутреннего диаметра КГТ и относительных тепловых потерь
7000,0
6000,0
5000,0
4000,0
3000,0
2000,0
1000,0
0,0
0,0240
0,0210
Характер изменения dОПТ 1 от относительной температуры в зоне размывания пробки (Т./Тх ) представлен на рис. 3.
Окончание табл. 3
ІОПЖ > ■*
0,035
0,034
0,033
0,032
0,031
о,
/
ІЦ жь і (і р. 9 ) /
А
! \
1 І1 эт /
1 //
І / /
/ 1 //
у /
\ >
і / V
і X
і / г
1 /
V
/
/
0.80
5,0
0,85 (То Твх.)
О, кг/с
8.5
8,0
7.5 т,0
6,5
6,0
5,5
Рис. 3. Изменение йот 1 и О в зависимости от относительной температуры (Т 0 / ТВХ )
Оптимизация параметров ремонтной системы возможна в том случае, когда произведение удельных гидравлических Ар/ р НАС и тепловых
(ТВХ — Т0 )/ТВХ потерь будет минимальным. В
этом случае общие энергетические потери в ремонтной системе будут сведены к минимуму. В табл. 3 представлены результаты расчета тепловых (ТВХ — Т0) /ТВХ и гидравлических Ар/рНАС потерь в зависимости от массового расхода промывочной жидкости.
Значения ( Ар/ р Н
Таблица 3
:)' (Твх — То)/Твх
О (Твх - -То) /т гч , ВХ
кг/с 0,23 0,22 0,20 0,19 0,18
5,0 10,1 10,6 11,6 12,9 14,3
5,5 12,1 10,7 10,7 11,2 12,0
6,0 18,7 12,9 11,2 10,8 10,9
6,5 39,4 19,3 13,9 11,7 10,9
7,0 124 37,5 21,0 15,0 12,3
7,5 - 101 39,9 23.1 16,2
О (Твх — То )/Твх , 10 2
кг/с 0,16 0,15 0,14 0,12
5,0 16,1 18,1 20,6 23,8
5,5 13,1 14,5 16,2 18,5
6,0 11,4 12,2 13,4 15,0
6,5 10.7 10,9 11,6 12,6
7,0 11,0 10,5 10,6 11,1
7,5 12,9 11,2 10,4 10,3
При О =6,5 кг/с и (Твх — То )/Твх = 0,163
произведение (Ар/р НАС ) на (Твх — То ) /Твх имеет минимум.
Структура удельных гидравлических потерь давления в системе подземного ремонта скважин при температуре промывочной жидкости в зоне размывания пробки Т0 = 293,1 К приведена на рис. 4.
3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 О, кг/е
Рис. 4. Зависимость удельных гидравлических Потерь от массового расхода промывочной жидкости
Так же на рис. 4 изображены зависимости минимальных суммарных гидравлических потерь от массового расхода промывочной жидкости, подсчитанные по формуле (8) и методом уточненного машинного счета с использованием пакета прикладных программ.
Чем выше температура промывочной жидкости в зоне размывания пробкового барьера, тем выше скорость ее удаления. С ростом массового расхода температура промывочной жидкости в зоне размывания пробки возрастает.
В процессе эксплуатации скважины, как правило, бывают известны климатические и геологические условия ее разработки, глубина скважины ЬСКВ и внутренний диаметр НКТ.
При образовании пробкового барьера и возникновении необходимости в ремонте скважины из параметрического ряда ремонтных установок необходимо выбрать такой типоразмер и покрытия стенок КГТ [7], который обеспечит безусловный ремонт скважины. Для этих целей можно воспользоваться рис. 1 или аналогичными ему, по которым при известной глубине скважины можно определить массовую подачу насоса и внутренний диаметр КГТ, смонтированных на передвижной ремонтной установке. Следует отметить, что при проектировании ремонтных установок взаимосвязь между массовой подачей насоса и внутренним диаметром КГТ целесообразно устанавливать в соответствии с рис. 3 и 4, поскольку в этом случае можно обеспечить минимум давления в гидросистеме. Руководствуясь рис. 3, по внутреннему
диаметру КГТ, смонтированной на накопительном барабане ремонтной установки, устанавливают оптимальную относительную температуру промывочной жидкости в зоне размывания гидратно-ледяной пробки и далее по ее величине определяют массовую подачу насоса, которая будет обеспечивать минимум тепловых и гидравлических потерь в технологической системе подземного ремонта скважин.
Литература
1. Мельников Н.В. Топливно-энергетические ресурсы СССР.- М.: Наука, 1970.
2. Справочная книга по добыче нефти. / Под ред. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974. 318 с.
3. Вайншток С.М. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С.М. Вайншток, А.Г. Молчанов, В.И. Некрасов и др.- М.: Академия горных наук, 1999.- 224 с.
4. Бородкин В.В., Булыгин Ю.А. Проблемы выбора насосных агрегатов для мобильных установок подземного ремонта нефтяных скважин // Ж.: Насосы. Турбины. Системы.- 2012 - №1 - С. 26-34.
5. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1988. 128 с.
6. Бородкин В.В., Булыгин Ю.А., С.А. Повеквечных. О возможности применения метода аналогий при моделировании гидросистем подземного ремонта нефтяных скважин // Ж.: Насосы. Турбины. Системы.- 2012 - №4 - С. 28-35.
7. Валюхов С.Г. Определение нейросетевой факторной модели по результатам исследований нанокомпозиционно-го покрытия/ С.Г. Валюхов, А.В. Кретинин, О.В. Стогней // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2012. Т. 8. № 12.1. С. 85-89.
Воронежский государственный технический университет
OPERATIONAL CONDITIONS OF THERMOHYDRODYNAMICAL FACILITIES FOR UNDERGROUND OIL WELLS REPAIR SELECTION
Yu.A. Bulygin, V.V. Borodkin
This article is devoted to the problems of correlation between hydrodynamical and heat parameters of manufacturing equipment during underground oil wells repair and formulation of criteria for optimal operational conditions selection
Key words: underground oil wells repair, thermohydrodynamical facilities, operational conditions
