автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Техническое обеспечение устойчивости работы штанговой винтовой насосной установки в малодебитных скважинах, осложненных пескопроявлениями

На правах рукописи

Латыпов Булат Маратович

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ШТАНГОВОЙ ВИНТОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ В МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИНАХ, ОСЛОЖНЕННЫХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ

Специальность 05.02.13 - «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 НОЯ 2013

Уфа-2013

005540264

005540264

Работа выполнена на кафедре «Нефтегазопромысловое оборудование» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент

Забиров Фердинанд Шайхиевич

Официальные оппоненты: Зубаиров Сибагат Гарифович

доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» / кафедра «Механика и конструирование машин», заведующий кафедрой

Тимашев Эдуард Олегович

кандидат технических наук, ООО «СамараНИПИнефть» / заместитель генерального директора по технологиям и исследованиям

Ведущая организация Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"

"ПермНИПИнефть", г. Пермь.

Защита диссертации состоится «6» декабря 2013 года в 14:30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 6 » ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ризванов Риф Гарифович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В Российской Федерации наблюдается устойчивая тенденция роста числа малодебитных скважин, так как значительная часть нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки. Наибольшая доля таких скважин имеет место на месторождениях, расположенных в регионах Урало-Поволжья. Например, в ОАО «Татнефть» по состоянию на 2012 год действующий фонд добывающих скважин составил 20246 скважин, при этом средний дебит по нефти составил 3,8 т/сут. Средний дебит нефтяных скважин, эксплуатируемых в этом же году в ОАО «ЛУКОЙЛ», составил в Предуралье 6,4 т/сут, в ОАО АНК «Башнефть» составил 2,9 т/сут.

Малодебитные скважины часто характеризуются повышенной вязкостью добываемой жидкости, наличием в ней большого количества асфальтосмолистых и парафинистых веществ (АСПВ), механических примесей (песка). Кроме того, низкая скорость восходящего потока жидкости в подъемных трубах малодебитных скважин, с одной стороны, ускоряет процесс отложения песка, а также АСПВ на внутренней поверхности труб и глубинного оборудования, с другой стороны, обусловливает недостаточное охлаждение погружных электродвигателей скважинных насосов. Такие условия эксплуатации приводят к ускоренному выходу из строя глубинного оборудования малодебитных скважин, а в конечном счете - к снижению рентабельности добычи нефти из таких скважин. В общем случае, в условиях истощения разрабатываемых нефтяных месторождений необходимо повышать экономическую эффективность эксплуатации малодебитных нефтяных скважин и энергоэффективность нефтепромыслового оборудования. Все это вызывает необходимость разработки более совершенных способов и технических средств, обеспечивающих эффективную добычу нефти из малодебитных скважин.

Цель диссертационной работы: совершенствование компоновки штанговой винтовой насосной установки и определение параметров ее работы для обеспечения надежной и эффективной эксплуатации малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями.

Основные задачи:

1 Анализ известных и опубликованных материалов по вопросам добычи нефти из малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями.

2 Теоретические исследования процесса выноса песка потоком жидкости.

3 Разработка лабораторного стенда по исследованию процесса выноса песка потоком жидкости во вращающихся трубах при различных углах наклона.

4 Проведение экспериментальных исследований по определению параметров эксплуатации штанговой винтовой насосной установки, обеспечивающих вынос песка и предотвращающих песчаное пробкообразование.

5 Разработка компоновки штанговой винтовой насосной установки, позволяющей откачивать продукцию с использованием полых штанг, обеспечивающей возможность закачки в колонну подъемных труб технологических жидкостей и регулирования режима откачки добываемой продукции.

Методы исследования

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и экспериментальных исследований процессов транспортирования песка в потоке жидкости. Расчетная часть выполнена с использованием современных средств вычислительной техники, методов математического и компьютерного моделирования, соответствующего программного обеспечения.

Научпая новизна:

1 Аналитически установлены и экспериментально подтверждены значения диапазона частот вращения колонны полых насосных штанг различного типоразмера в наклонно-направленных скважинах, при достижении которых обеспечивается предотвращение песчаного пробкообразования в малодебитных скважинах при минимальных подачах насосной установки.

2 Установлено, что откачка скважинной продукции по полым штангам, вращающимся в расчетном диапазоне частот вращения, позволяет снизить скорость восходящего потока жидкости, обеспечивающую вынос частиц песка из

наклонно-направленных скважин, при зенитных углах их наклона от 25 до 40 градусов на 15-20%, а при зенитных углах более 40 градусов - до 40%.

Основные защищаемые положения:

1 Обоснование откачки скважинной продукции по вращающимся полым штангам.

2 Рекомендации по установлению значений параметров откачки скважинной жидкости, при достижении которых предотвращается песчаное пробкообразование в подъемных трубах и скважинном оборудовании, а также обеспечивается режим максимального отбора скважинной жидкости.

3 Расчетная модель определения параметров эксплуатации разработанной компоновки штанговой винтовой насосной установки.

Практическая ценность работы:

1 Разработана на уровне изобретения винтовая насосная установка со штанговым приводом для добычи нефти в осложненных условиях (патент РФ № 2447264).

2 Разработана лабораторная установка, позволяющая исследовать процесс выноса песка потоком жидкости во вращающихся трубах при различных углах наклона, а также определять оптимальные значения параметров работы компоновки винтовой насосной установки со штанговым приводом для эксплуатации малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями, используемая в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по образовательным программам подготовки бакалавров, специалистов и магистров по направлениям подготовки «Технологические машины и оборудование», «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства» и «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационных исследований докладывались на 1-й Всероссийской конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2009), Всероссийской научно-технической

конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010), 4-й Международной конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2012).

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе одна статья в рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Минобрнауки РФ, и один патент на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 102 наименований, содержит 133 страницы машинописного текста, включающего 60 рисунков, 40 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, поставлены цель и основные задачи исследований, сформулирована научная новизна проведенных исследований и их практическая ценность.

В первой главе представлен обзор научных исследований и публикаций, посвященных добыче нефти из малодебитных скважин и добыче нефти из скважин, осложненных пескопроявлениями.

Исследованиями в области добычи нефти из малодебитных скважин в разное время занимались: Адонин А.Н., Валовский В.М., Вирновский A.C., Габдрахманов Н.Х., Зубаиров С.Г., Ишмурзин A.A., Кроль B.C., Пирвердян A.M. Султанов Б.З., Тимашев Э.О., Уразаков K.P., Хабибуллин З.А. и др.

Исследованиями в области эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями, в разное время занимались: Адонин А.Н., Баппсатов А.Д., Зотов Г.А., Мирзаджанзаде А.Х., Пирвердян А.М., Сьюмен Д., Султанов Б.З., Шаньгин H.H. и др.

Проведенные исследования показывают, что применяемая технология добычи нефти из высокодебитных скважин на малодебитном фонде скважин реализуется неэффективно.

На основе обзора литературных источников установлено, что малодебитные скважины характеризуются низким и неустойчивым притоком нефти к скважине, высокой вязкостью или обводненностью скважинного флюида, высоким содержанием в скважшшой жидкости механических примесей и наличием на поверхности скважинного оборудования отложений асфальтосмолистых и парафинистых веществ. Согласно проведенным промысловым исследованиям было установлено, что на многих малодебитных скважинах наблюдается значительное изменение динамического уровня, связанное с неустойчивым притоком нефти к скважине.

Анализ работы скважинного оборудования, применяемого на малодебитном фонде нефтяных скважин, проведенный многими авторами, показывает, что на этом фонде скважин наиболее эффективны штанговые винтовые насосные установки (УШВН). Эксплуатация УШВН требует минимальных затрат на приобретение, монтаж, эксплуатацию и техническое обслуживание нефтедобывающего оборудования, в том числе обеспечивает максимальное снижение энергозатрат на подъем продукции из скважин. УШВН позволяет откачивать высоковязкую жидкость с большим содержанием песка и газа. Кроме того, УШВН позволяет работать с минимальным погружением насоса под динамический уровень.

Анализ промысловых и литературных исследований эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями, показывает, что образование песчаных пробок, как в подъемных, так и в обсадных трубах зависит от режима работы оборудования, характеристик откачиваемой жидкости и возможных остановок в работе.

В результате анализа опубликованных работ сформулированы цель и задачи диссертационной работы.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований процесса транспортирования твердых частиц (песка) потоком жидкости во вращающихся и статично расположенных трубах при различных углах их наклона.

По формуле (1) был произведен уточненный расчет и построен график зависимости объемной концентрации песка от безразмерного коэффициента,

равного отношению скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка, движущихся по закону Стокса (рисунок 1).

Цбр

--а°_ ЩР = -4,5 • ах + 7(4,5 • + (1 - ссхУ,

ах ■ (1 - а0)

(1)

где Щр - безразмерный коэффициент, равный отношению скорости потока жидкости к скорости осаждения песка; а0 - объемная концентрация песка; ах — расходная концентрация песка (рисунок 1).

0,5 1 1,5 2 2,5

Рисунок 1 - Зависимость объемной концентрации песка а0 от коэффициента ибр

При скорости восходящего потока жидкости меньшей, чем скорость осаждения частиц песка, в процессе выноса последних в трубе будет происходить рост его объемной концентрации, что может привести к повышенному износу колонны штанг. При остановке работы глубинного Ч-бр насоса размер образованной пробки будет пропорционален объемной концентрации песка в скважинной жидкости.

В скважинах, где откачка жидкости происходит при скоростях потока меньших, чем скорость осаждения песка, для предотвращения песчаного пробкообразования необходимо осуществлять промывку подземного оборудования непосредственно после остановки глубинного насоса.

Рассмотрено влияние различных сил, действующих при взаимодействии потока жидкости и стенки, на движение частиц (рисунок 2). При движении жидкости, содержащей частицы песка, в вертикальной трубе, подъемная сила ЬП) возникающая из-за разности скоростей потока жидкости, направляет частицы

песка к центру потока, где скорость течения выше, чем у стенки, вследствие чего, в вертикальных трубах значение средней скорости потока жидкости, необходимой для обеспечения подъема частицы песка, меньше, чем в горизонтальных и наклонных трубах.

1 ,, тг2 .2 Рп - подъемная сила; Б» - сила тяжести;

рп=2'Сп'РжУж'А

Ру - сила воздействия потока жидкости; I , „ Ргр сила трения; Сц, Су

коэффициенты, зависящие от режима

течения жидкости; рж, рч - плотность жидкости и частицы соответственно; р£=—(Р"8'(Рч~Рж) Уж - скорость потока жидкости;

А - проекция площади частицы;

Г - коэффициент трения

Рисунок 2 - Действие сил на частицу, расположенную на стенке трубы

При уменьшении угла наклона трубы, разность между проекцией силы тяжести и подъемной силой увеличивается, а следовательно увеличивается сила трения и скорость, необходимая для обеспечения выноса песка.

При увеличении частоты вращения трубы, растет влияние центробежной силы, прижимающей частицы к стенкам, поэтому необходимо увеличение скорости потока, достаточной для выноса песка. Для установления минимально возможной скорости потока жидкости, необходимой для обеспечения выноса песка, требуется выбрать такой диапазон частот вращения колонны полых штанг, при которых контакт частицы со стенкой будет происходить минимальное время. Это можно обеспечить только при «водопадном» режиме движения частиц согласно классификации режимов движения частиц во вращающемся цилиндре, представленной в работе Мелманна и др. (рисунок 3).

Для определения диапазона частот вращения, при котором возможен такой режим движения частиц песка, был использован критерий Фруда, характеризующий отношение

центробежных сил к силе тяжести:

Рисунок 3 - «Водопадный» режим движения частицы

отношение

=

со

I2 ■ Г _ ~ "¡¿¡¡7' Др ' 9)г • г

(2)

9

9

где со - минимальная угловая скорость движения частицы песка у стенки цилиндра; о)[- - угловая скорость потока жидкости у стенки трубы, принятая равной угловой

движении ее по закону Стокса; г - внутренний радиус трубы; Др - разность плотностей частицы и жидкости; ц - динамическая вязкость; А, - диаметр частицы.

При числах Фруда больше единицы, центробежная сила будет превышать силы тяжести, поэтому частица песка будет прижиматься к стенкам и двигаться в центробежном режиме. Поэтому, для определения верхней границы частоты вращения, при которой возможен водопадный режим движения частиц песка, число Фруда было принято равным единице.

Значение минимальной частоты вращения колонны полых штанг было определено для условия, при котором значение тангенциальной скорости частицы песка, находящейся в движущемся потоке жидкости в непосредственной близости от стенки трубы, превышает скорость их осаждения:

По формулам (2) и (3) были проведены расчеты по определению диапазона частот вращения горизонтально расположенных полых штанг, при котором возможен водопадный режим движения частиц песка, имеющих размеры от 0,] до 0,5 мм, результаты которых приведены в таблице 1.

^ Л

скорости вращения трубы;--Др ■ д - скорость осаждения частицы песка при

(3)

Таблица 1 - Диапазоны частот вращения полого цилиндра, при которых _может наблюдаться водопадный режим_

Разность плотностей частиц и жидкости Др, кг/м3 1650

Внутренний радиус трубы г, мм 10

Динамическая вязкость жидкости ц, Па-с 0,001

Диаметр частицы песка с1ч, мм 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

Максимальная частота вращения полого цилиндра ш™"*, об/мин 308 334 376 436 514

Минимальная частота вращения полого цилиндра а>рт, об/мин 9 34 78 137 215

Скорость осаждения частиц песка, определенная по формуле Ченга, м/с 0,00067 0,00263 0,00577 0,00992 0,01490

По условиям, указанным в таблице 1, было проведено компьютерное моделирование траекторий движения частиц песка во вращающемся полом цилиндре с использованием программы ANSYS, результаты которого приведены на рисунке 4.

т

красный цвет - частицы диаметром 0,1 мм; оранжевый цвет - частицы диаметром 0,2 мм; желтый цвет - частицы диаметром 0,3 мм; зеленый цвет - частицы диаметром 0,4 мм; голубой цвет - частицы диаметром 0,5 мм

Рисунок 4 - Проекции траекторий движения частиц песка в продольном и поперечном сечениях полого вращающегося цилиндра

Результаты компьютерного моделирования показывают, что в пределах диапазона частот вращения, определенного по формулам (2) и (3), средняя осевая скорость движения частицы песка увеличивается по мере уменьшения числа Фруда. Это обусловлено меньшим временем контакта частицы песка с внутренней поверхностью стенки полого цилиндра и приближением траектории движения частицы песка к области поперечного сечения потока жидкости с максимальным градиентом ее осевой скорости.

Оптимальный диапазон частот вращения полых штанг, находящихся в наклонно расположенных трубах, был определен путем решения системы неравенств:

с!2

и2 ■г ■ Др ■ 9 ■ СОБСС^2 ■ -

рг = ■

18-ц-г

д • соБа ш

д ■ соэа Др ■ д ■ со5а > О,

< 1,

(4)

где а - угол наклона трубы.

Для частиц, имеющих размер от 0,4 до 0,5 мм, были рассчитаны диапазоны частот вращения, при которых может наблюдаться водопадный режим при различных углах наклона трубы. Результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Диапазоны частот вращения цилиндра, при которых может

Разность плотностей частиц и жидкости Др, кг/м3 1650

Диаметр частиц ёч, мм 0,4...0,5

Внутренний радиус трубы г, мм 10

Динамическая вязкость жидкости ц, Па-с 0,001

Угол наклона трубы а, градусы 0 30 45 60 75

Максимальная частота вращения цилиндра, об/мин 436 397 349 280 187

Минимальная частота вращения цилиндра, об/мин 215 186 152 107 56

В третьей главе приводятся результаты разработки лабораторных установок, планирование и методика проведения экспериментов, результаты статистической обработки и анализ полученных экспериментальных данных.

Первая лабораторная установка (рисунок 5) позволяет проводить эксперименты при различных углах наклона трубы. Труба 1 изготовлена из прозрачного материала внутренним диаметром 20 мм и длиной 2 м, включающей участок стабилизации потока жидкости. Труба 1 закрепляется на балке 2 с возможностью изменения ее наклона относительно горизонтали от 0 до 90 градусов. Подача воды в прозрачную трубу 1 осуществлялась из водопроводной сети через шланг 4.

г

1 - прозрачная труба;

2 — направляющая балка;

3 - подвеска;

4 - подводящий шланг;

5 - отводящий шланг

Рисунок 5 - Установка для исследования влияния угла наклона трубы на процесс выноса песка

Вторая лабораторная установка для исследования влияния частоты вращения полых штанг, расположенных в наклонно-направленных трубах, на процесс выноса песка приведена на рисунке 6. Труба 1 с внутренним диаметром 20 мм также выполнена из прозрачного материала. В качестве жидкости использовалась вода.

Механический привод 4, прикрепленный к балке, передавал вращательное движение на трубу через вал вертлюжка. В качестве механического привода в лабораторной установке использовалась электродрель-миксер фирмы «Hummer» мощностью 1050 Вт, позволяющая регулировать частоту вращения вала от 0 до 550 об/мин.

Эксперименты проводились в следующей последовательности. Балка с закрепленной на ней прозрачной трубой устанавливалась под фиксированным углом наклона в пределах от 0° до 90°. Отсеивался кварцевый песок через сито с размером ячейки 0,5 мм. В трубу засыпался песок, а верхняя часть трубы устанавливалась в вертлюжок. Регулятором на механическом приводе устанавливалась необходимая частота вращения трубы. Посредством вентилей устанавливался необходимый скоростной режим потока жидкости. Постепенным увеличением подачи жидкости определялся момент, когда песок начинал стабильно выноситься из трубы.

6

/\Г\

1 - прозрачная труба;

2, 3 - соответственно нижний и

верхний вертлюжки;

4 - механический привод;

5 - направляющая балка;

6 - подвеска;

7, 8 - соответственно подводящий и отводящий шланги

Рисунок 6 - Установка для исследования влияния частоты вращения трубы при

Для проведения на лабораторной установке по рисунку 5 исследований по определению влияния угла наклона трубы на скорость потока жидкости, необходимую для обеспечения выноса песка, был составлен рабочий план однофакторного эксперимента для 7 уровней при 4 повторах.

После проведения эксперимента были определены доверительные интервалы откликов с уровнем значимости а = 0,05 и вычислено значение числа Кохрена, согласно которому выборочные дисперсии являются однородными, а эксперименты воспроизводимыми. Построенная по откликам кривая регрессии с её доверительным интервалом представлена на рисунке 7.

Проведенный дисперсионный анализ и анализ коэффициентов регрессии показал, что все коэффициенты регрессии статистически значимы с достоверностью 95 %. В модели отсутствуют признаки автокорреляции. С вероятностью 95 % существует статистически значимая связь между углом наклона трубы и минимальной скоростью, необходимой для выноса песка. Коэффициент детерминации составил 97,96 %.

различных углах ее наклона на процесс выноса песка

Угол наклона от горизонтали, градусы Рисунок 7 - Кривая регрессии и ее доверительный интервал

Для проведения на лабораторной установке по рисунку 6 исследований по определению влияния частоты вращения и угла наклона трубы на скорость, необходимую для выноса песка, с помощью компьютерной программы МткаЬ был составлен рабочий план двухфакторного эксперимента для 7 уровней изменения угла наклона трубы и 4 уровней изменения частоты вращения.

После проведения эксперимента были определены доверительные интервалы откликов с уровнем значимости а = 0,05 и вычислено значение числа Кохрена, согласно которому выборочные дисперсии являются однородными, а эксперименты воспроизводимыми. Построенные по откликам кривые регрессии представлены на рисунке 8.

В результате анализа коэффициентов уравнений регрессий было определено, что коэффициенты регрессий статистически значимы с достоверностью 95 %. Дисперсионный анализ показал, что с вероятностью 95 % существует статистически значимая связь между частотой вращения и минимальной скоростью, необходимой для обеспечения выноса песка. Автокорреляций по критерию Дарбина-Уотсона в регрессиях не наблюдается. Значения коэффициентов детерминации полученных уравнений регрессии составляют более 92 %.

40

0 15 30 45 60 75 90

Угол наклона от горизонтали, градусы

О об/мин 114 об/мин

•—219 308 об/мин

427 об/мин

Рисунок 8 - Влияние угла наклона и частоты вращения на минимальную скорость

выноса песка

По результатам проведенных лабораторных исследований были получены

сведения о соотношениях скорости потока жидкости и скорости осаждения частиц

песка, при которых обеспечивается вынос песка при различных углах наклона

невращающихся труб, приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Отношение критической скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка при различных углах наклона трубы

Показатель Угол наклона, градусы

0 15 30 45 60 75 90

Отношение скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка, при котором обеспечивается вынос песка из трубы 1,76 1,68 1,63 1,57 1,41 1,15 0,97

20

О 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Частота вращения трубы, об/мин

45 градусов 60 градусов

75 градусов 0 градусов

® 200 О §180 3 §160 оЗ

Щ 140

§120 -о

Из таблицы 3 следует, что при уменьшении угла наклона трубы наблюдается рост скорости потока жидкости, необходимой для обеспечения выноса песка.

В заданном по условиям формулы (4) диапазоне частот вращения трубы, наибольшая скорость потока, необходимая для обеспечения выноса песка во вращающихся трубах, наблюдается при углах наклона от 50 до 70 градусов. При этом, значения соотношения скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка, обеспечивающие вынос песка из вращающихся труб достигают 1. Для обеспечения выноса песка из невращающихся труб, численное значение этого соотношения должно быть на 15-20 % больше.

При сопоставлении теоретических и экспериментальных данных по определению диапазона частот вращения трубы и минимально допустимых значений скорости потока жидкости, обеспечивающих вынос песка из трубы, было установлено, что точка минимума кривых уравнений регрессий расположена в центральной части теоретически определенного диапазона частот вращения.

В четвертой главе изложены результаты разработки компоновки штанговой винтовой насосной установки, включающей в свой состав поверхностный привод и колонну полых штанг, позволяющей откачивать скважинную продукцию, закачивать в колонну подъемных труб технологические жидкости и регулировать режим откачки добываемой продукции.

Приведено описание конструкции установки и принципа работы (рисунок 9).

Базовой частью этой установки является винтовая насосная установка со штанговым приводом, включающая привод с электродвигателем 1, колонну штанг 3 и винтовой насос, состоящий из ротора 8 и статора 9. В состав наземного оборудования этой установки дополнительно включается насос-дозатор 18, закачивающий в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 реагент для снижения вязкости. Винтовой насос подает жидкость в колонну НКТ, и далее через перфорированную муфту в полые штанги, где она смешивается с реагентом. В результате смешения добываемой жидкости с реагентом-разжижителем обеспечивается снижение как гидравлических сопротивлений движению жидкости в полой штанговой колонне, так и механических нагрузок на колонну штанг. Кроме того, вследствие небольшого сечения полой штанги, увеличивается скорость подъема жидкости, благодаря чему обеспечиваются более благоприятные условия

для выноса песка из скважины, а также замедляются процессы образования отложений АСПВ на внутренней поверхности НКТ.

Одной из особенностей малодебитных скважин является неустойчивый приток нефти из продуктивной зоны пласта, вследствие чего в таких скважинах происходят изменения динамического уровня.

Ор — подача реагента в насосно-компрессорные трубы; Ос - подача жидкости в систему сбора; Ов - возврат жидкости в ствол скважины; 1 - электродвигатель; 2 -сальник устьевой; 3 - штанги полые; 4 - муфта водоструйная; 5 - НКТ; 6 — разделитель потока жидкости; 7- муфта перфорированная; 8 - ротор; 9 - статор; 10, 21 - линия выкидная; 11 - линия возврата; 12, 13, 19, 20, 22 -задвижки; 14, 15-расходомеры; 16, 17 - линия нагнетательная; 18 — дозировочная установка с емкостью для реагента; 23 - клапан обратный; 24, 25 -манометры

Рисунок 9 - Установка штангового винтового насоса для добычи нефти в осложненных условиях

Для эффективной эксплуатации скважинных насосных установок необходимо обеспечить постоянство значения динамического уровня. Для этого необходимо обеспечить плавное регулирование подачи скважинного насоса. Одним из простых и легко реализуемых технологичных решений, обеспечивающих поддержание динамического уровня в эксплуатационной скважине, является сброс части отбираемой жидкости обратно в скважину. Для сброса жидкости обратно в

скважину на поверхностную часть полой колонны штанг устанавливается разделитель потока жидкости 6.

Такое конструктивное решение скважинной насосной установки позволяет эксплуатировать скважину одним типоразмером скважинного насоса и поверхностного привода, и отказаться от использования дорогостоящего частотно-регулируемого привода.

Для определения параметров эксплуатации разработанной компоновки штанговой винтовой насосной установки была разработана расчетная модель (рисунок 10).

Насос-Дозатор Of

Емкость с реагевтом

*- Отбор добываемой продукции в систему сбора

Разделитель потока жидкости_

Подлив части откачиваемой жидкости для регулирования динамического уровня

Закачка реагента в колонну подъемных труб

Скважинный винтовой насос

Рисунок 10 - Гидравлическая схема УІИВН

В основу модели положено дифференциальное уравнение процесса изменения динамического уровня во времени, представленного как изменение объема столба жидкости, находящегося в интервале от динамического уровня до перфорационных отверстий:

dV

pear'

(5)

где Qm - приток пластовой жидкости к скважине, м3/сут; ()„ - подача насоса, м3/сут; Qp - необходимый расход жидкости, направляемой на поддержание динамического уровня скважины, м3/сут; (?реаг - расход реагента, м3/сут.

При этом было принято допущение о постоянстве плотности перекачиваемых жидкостей.

Подача винтового насоса определяется по известной зависимости:

_ 4 е-О-Г-п „ . ,ч

Qn=—Q--Т]0 = К-П, (6)

где е — эксцентриситет винта скважинного винтового насоса, м; £> - диаметр винта скважинного винтового насоса, м; Т— шаг обоймы скважинного винтового насоса, щт]0— объемный КПД винтового насоса; п - частота вращения винта скважинного винтового насоса, об/мин; К- параметры насоса.

Расход жидкости, направляемой для поддержания динамического уровня скважины 0 < <2р < является искомой величиной.

Приток пластовой жидкости к скважине определяется по известной зависимости:

<2пл = Кпр ■ (Рпл - Рзаб), (7)

где Рпл - пластовое давление; К„р - коэффициент продуктивности пласта; Рзаб -забойное давление.

Забойное давление определяется как:

^заб = (Нзаб - нсп + Н) ■ р • д + Рг, (8)

где Н,аб - глубина скважины до интервала перфорации; Нсн - глубина спуска насоса; Н — высота столба жидкости, находящейся в межтрубном пространстве выше уровня насоса:

V

Я = 5< «

где V и 5 — соответственно объем и площадь сечения межтрубного пространства выше уровня насоса; р — плотность жидкостной смеси; Рг - давление газа в затрубном пространстве.

Подставляя формулы (8), (7) и (6) в формулу (5), и проинтегрировав полученное выражение, получаем:

(¿р = К-п+ - Кпр - (Рпл - (Ямв - Нсн + Я) ■ р ■ 5 - Рг) - (}резг, (10)

где постоянная интегрирования Н0 — высота столба жидкости, находящейся в межтрубном пространстве в начальный момент времени; / — время, через которое динамический уровень примет значение Н.

Полученное уравнение позволяет определить расход жидкости, необходимый для установления динамического уровня Н на заданную величину, при изменении притока жидкости в скважину, подачи реагента или производительности насоса.

Основные выводы по работе

1 В результате анализа известных и опубликованных материалов по вопросам добычи нефти из малодебитных скважин и' скважин, осложненных пескопроявлениями, было установлено, что" образование песчаных пробок в большинстве случаев происходит в результате остановок работы насосной установки, при этом высота образующейся пробки зависит от объемной концентрации песка в скважине, на которую в свою очередь влияет режим его выноса. Установлено, что для обеспечения полного выноса песка, поступающего из продуктивного пласта в вертикальную скважину, скорость восходящего потока скважинной жидкости должна в 2 2,5 раза превышать скорость осаждения частиц песка.

2 Аналитически установлены диапазоны значений частот вращения колонны полых штанг, при которых снижается скорость восходящего потока жидкости, необходимого для обеспечения выноса песка из скважины.

3 Разработаны лабораторные установки по исследованию процесса выноса песка потоком жидкости, движущейся во вращающейся трубе при различных углах ее наклона.

4 Экспериментально подтверждены результаты теоретических исследований, установившие для диапазона частот вращения колонны полых штанг при различных углах ее наклона минимальные значения скорости потока жидкости, необходимые для обеспечения выноса песка из скважины.

5 Экспериментально установлено, что вынос песка из вращающейся в рекомендуемом диапазоне частот вращения полой штанги, имеющей наклон от 50

до 60 градусов, обеспечивается при численном значении отношения скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка, не меньше единицы.

6 Разработана на уровне изобретения штанговая винтовая насосная установка для добычи нефти в осложненных условиях, позволяющая, при необходимости, осуществлять закачку в колонну насосно-компрессорных труб необходимых реагентов, регулировать подачу насоса путем подливания в межтрубное пространство части отбираемой жидкости, промывать подъемные трубы непосредственно после прекращения работы насосной установки, а также получена расчетная модель эксплуатации этой насосной установки, позволяющая устанавливать параметры ее работы для обеспечения наиболее эффективной эксплуатации скважины.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Латыпов, Б.М. Компоновка приводной колонны винтовой насосной установки для добычи битумной нефти / Б.М. Латыпов, Д.И. Сидоркин // Материалы 59-й научно-технической конференции аспирантов, студентов и молодых ученых. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 136.

2. Латыпов, Б.М. Способы добычи высоковязкой и битумной нефти / Б.М. Латыпов, Д.И. Сидоркин // Материалы 60-й научно-технической конференции аспирантов, студентов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2009. - С. 128.

3. Латыпов, Б.М. Установка насосная винтовая со штанговым приводом для добычи высоковязкой нефти // Материалы 60-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2009. - С. 128 - 129.

4. Латыпов, Б.М. Способы снижения вязкости нефти // Актуальные проблемы науки и техники: Сборник трудов I Всероссийской конференции молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2009. - С. 59-60.

5. Латыпов, Б.М. Добыча высоковязкой нефти // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения: Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2010.-С. 130- 131.

6. Ьа1уроу, В.М. и8^рго£ге8зт§сау11уритр55огЫ§Ь-у18созИуо]1ргос1ис1юп / В.М. Ьа1уроУ, О.У. ЕУБийпа, // Материалы 61-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2010. - С. 354.

7. Мусаллямов, К.Ш. Разделитель потока жидкости / К.Ш. Мусаллямов, Б.М. Латыпов // Материалы 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2012. - С. 209.

8. Галлямов, Р.Р.Использование постоянного подлива нефти для регулирования динамического уровня жидкости в нефтяной скважине/ Р.Р.Галлямов, Б.М. Латыпов// Материалы 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2012. - С. 185 - 186.

9.Латыпов, Б.М. Установка штангового винтового насоса для добычи нефти в осложненных условиях // Нефтегазовое дело. -2012.- Т.10. - №1. - С. 13 - 15. Ю.Латыпов, Б.М. Установка штангового винтового насоса для добычи нефти в осложненных условиях // Актуальные проблемы науки и техники: Сборник научных трудов IV Международной научно-практической конференции молодых ученых. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2012. - С. 70 - 72.

11. Пат. 2447264 РФ.Способ и технические устройства для добычи вязкой нефти в осложненных условиях: патент на изобретение /Б. 3. Султанов, Б. М. Латыпов -Опубл. 20.10.2011,Бюл. №29.

Подписано в печать 05.11.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/іб Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1 Тираж 90. Заказ 177

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1