ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Полученные формулы аналогичны формулам для двухступенчатых планетарных передач типа 2K-H, составленных из цилиндрических колес. Формулу для передаточного числа прецессионной двухступенчатой конической передачи можно выразить через параметры начальных конусов (ак-

Анализ формул (7) и (8) показывает, что двухступенчатые прецессионные конические передачи позволяют получать большие передаточные числа.

Список литературы

1.Сызранцев В.Н., Денисов Ю.Г., Вибе И.П., Федулов Д.С. Разработка приводов нефтегазового оборудования на основе прецессирующей плоско-конической передачи // Теория и практика зубчатых передач: Сборник трудов Международного симпозиума (21-23 января 2014 г., Россия, Ижевск). Ижевск: Изд-во ИжГТУ, 2013. 580с.

2.Литвин Ф.Л. Проектирование механизмов и деталей приборов. -Л.: Машиностроение, 1973, с. 639.

К ОБЗОРУ КОНСТРУКЦИИ РОТОРНО-ПОРШНЕВОГО НАСОСА

Фетисов А.В., Пазяк А.А., Фетисова Л.В., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Внастоящее время для перекачки вязких жидкостей используют насосы: шестеренные, лопастные, кулачковые, поршневые. Данные конструкции насосов в большинстве своем не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к современным насосам. [1]

Вданной работе рассматривается конструкция роторно-поршеневого насоса (рис. 1).

261

Рис. 1. Конструкция роторно-поршневого насоса

1 - корпус; 2 - ротор (крестовина); 3 - ведущий поршень; 4 - ведомый поршень; 5 - ведущий вал; 6 - ведомый вал; 7 - корпус подшипникового узла; 8 - втулка промежуточная; 9 - крышка подшипникового узла;

10 - затяжная гайка подшипника; 11 - задний шариковый радиальный подшипник двусторонне - закрытый; 12 - передний роликовый двухрядный радиально - упорный подшипник двусторонне - закрытый;

13 - неподвижная часть торцового уплотнений; 14 - вращающаяся часть торцового уплотнения; 15 - опора

Механизм насоса состоит из двух скрепленных между собой полукорпусов и вращательно - поршневой группы, которая, в свою очередь, состоит из центрального ротора и двух, расположенных под углом друг к другу, поршней и образует четыре отдельные полости, которые при вращении изменяют свои объемы.

Течение жидкости внутри устройства формируется в результате изменения формы, перемещения и поочередного соединения с полостями патрубков четырех рабочих объемов, образованных поверхностями ротора и поршней.[2]

Контакт между поршнем и ротором - скользящий, что, в отличие от прочих видов контакта, минимизирует износ рабочих поверхностей.

В зависимости от направления вращения, перекачка может вестись в разные направления без изменения технических показателей.

Насосы монтируются прямо в трубопровод обыкновенной врезкой в трубопровод. Рамная конструкция агрегата также упрощает монтаж насоса в трубопровод.

262

Достоинства роторно-поршневого насоса.

1.Сферическая конструкция роторно-поршневой группы позволила уменьшить габариты и вес насосов, что допускает их монтаж на любую секцию трубопровода.

2.Конструкция насоса позволяет использовать насос в обоих направлениях без потери производительности, меняя направление вращения вала двигателя; замену подшипников и уплотнений можно производить без демонтажа с трубопровода.

3.Насосы легче кулачковых и шестеренных насосов на 40-60%, винтовых насосов – в 2-3 раза.

Таблица 1

Cравнение технических характеристик насосов

4. Согласно гидродинамическим процессам, возникающим внутри насоса видно, что течение жидкости на входе и на выходе практически прямолинейно и без видимой турбулентности (рис. 2). Есть небольшие зоны кавитации на входе. Данные графики были построены при превышении оборотов насоса на 20%. При использовании насоса на паспортных режимах кавитация отсутствует. Малое гидродинамическое сопротивление объясняется тем, что ширина насоса даже меньше диаметра трубопровода и, соответственно, длина проталкивания жидкости тоже незначительная, а также тем, что отсутствуют сужающие каналы и клапанная система, диаметр рабочего органа немного превышает диаметр трубопровода. [3].

Данные насосы широко применяются в нефтяной и газовой промышленности, при транспортировки нефти, нефтепродуктов, пластовой жидкости, мазута, нефтешлама, аварийных розливов, реагентов, а также в химической и нефтехимической промышленности.

263

Рис. 2. Поля абсолютного давления и скорости в полости

В заключении можно сделать вывод, что:

-в зависимости от свойств перекачиваемой жидкости, производительности и напора, энергетический КПД насоса варьируется от 80 до 95 %;

-отсутствие изменения в характеристике насоса при повышении вязкости продукции;

-отсутствие клапанной системы и сужающихся каналов, малая длина проталкивания жидкости через насос, высокий КПД предполагает наибольшую эффективность использования насоса;

-насосные агрегаты поставляются с электродвигателями с низкими (до 1000 об/мин) оборотами без применения понижающих редукторов. Отсутствие редуктора повышает эффективность, снижает стоимость и время обслуживания, увеличивает КПД агрегата. Прямой привод также уменьшает габариты насосного агрегата и облегчает монтаж.

Список литературы

1.Артемьева И.Ю. и др. Гидравлика, гидромашины и гидропневмопривод: Учебное пособие для вузов. – М.: Машиностроение, 2008. – 271 с.

2.Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1982

3.Башта Т.Н. и др. Гидравлика, гидравлические машины и гидроприводы.

М.: Недра, 1982

4.Ибатулов К.С. Гидравлические машины и механизмы в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1972

264

5. Бруяка В.А. Инженерный анализ в Ansys Workbench: Учебное пособие. / Бруяка В.А., В.Г. Фокин, Я.В.Курвева - Самара : Самар. гос. техн.ун-т, 2013. - 148с.: ил.

МНОГОФАЗНОЕ ТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПРИ АЗОТНОМ ОСВОЕНИИ КОЛТЮБИНГОМ

Водорезов Д.Д., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Освоение скважин азотным газлифтом, это комплекс мероприятий, направленных на вызов притока пластового флюида в скважину, восстановление проницаемости призабойной зоны пласта и установление режима эксплуатации скважины. В настоящее время азотное освоение реализуется с применением колтюбинговой техники. Это позволяет производить азотное освоение в комплексе с другими операциями (в основном ГРП, СКО), что дает максимальный экономический и технологический эффект, так как на выполнение операций тратится минимальное время, а негативные влияния на коллектор снижаются за счет ряда факторов.

Вызов притока при азотном освоении осуществляется за счет облегчения столба жидкости газом и, таким образом, создания депрессии на продуктивный пласт. В результате в процессе газлифтного освоения в затрубном пространствевозникает течение многофазной системы, включающей в себя пластовый флюид (также, являющийся многофазной смесью) и азот, нагнетаемый в скважину колтюбингом. В общем виде данный поток можно рассматривать, как двухфазный, выделяя жидкую и газоообраную фазы. Двигаясь по затрубному пространству, смесь может иметь различный характер течения, в частности, можно выделить пузырьковый, пробковый, снарядный, вспененный и кольцевой режимы движения жидкости. На рис. 1 показано течение двухфазной смеси с различным соотношением содержания жидкой и газообразной фаз.

Рис. 1 Характер движения газожидкостной смеси при разных соотношениях фаз

265

Как можно видеть из рисунка, разные расходы азота при освоении кардинально меняют характеристики выноса жидкости из скважины. Для того, чтобы оценить изменения в работе скважины при различных расходах газа были проведены вычислительные эксперименты на основе механистической модели двухфазного течения жидкости.

Механистическая модель построена на основе карты режимов потока

[1,2], рис. 2.

Рис. 2 Карта режимов потока

Линии A-E на рисунке обозначают границы существования определенного типа потока в канале при заданных значениях скоростей жидкости

игаза. Для каждого режима, определенного на карте использовалась соответствующая методика расчета содержания жидкой фазы, скоростей движения фаз и, в конечном итоге, градиентов давления.

Расчет температурного градиента производился по упрощенной методике, так как в ходе вычислительных экспериментов было установлено, что общая погрешность в результате вычисления градиента температуры без учета характера потоков незначительна для нефтяных и газовых скважин различной глубины.В качестве примера расчета рассмотрим нефтяную вертикальную скважину глубиной 2500 м, с индексом продуктивности 4 куб./атм·сут, пластовой температурой 350 К, пластовым давлением 200 атм

итемпературным градиентом горных пород 2,4 К/100 м. В скважину спущена НКТ с внутренним диаметром 76 мм. Освоение на скважине производится колтюбингом диаметром 38,1 мм с массовым расходом азота 0,4 кг/с.В результате моделирования получена величина забойного давленияв 112 атм. Эпюры температуры и давления по стволу скважины показаны на рис. 3.

266

Рис. 3 Эпюры давлений и температуры по стволу скважины

Проведенные вычислительные эксперименты показали, что достигаемая при разных расходах депрессия имеет свой максимум, как показано на рис. 4.

Рис. 4. График забойных давлений при азотном освоении

Полученный график построен для скважины с высокой продуктивностью 20 куб./атм·сут и пластовым давлением в 200 атм. Как видно из графика, азотное освоение на таких скважинах не позволяет достичь высоких значений депрессии, в то время как темп отбора жидкости остается высоким. Также, важным выводом является то, что чем меньше площадь

267

затрубного пространства, тем при меньших расходах достигается максимально возможное значение депрессии на пласт.

Список литературы

1.Hasan, A.R. and Kabir, C.S.: “A Mechanistic Model for Computing Fluid Temperature Profiles in Gas-Lift Well.” SPEPF, 179-185, Aug-1996.

2.ALadwani, F.A.: Application Of Mechanistic Models In Predicting Flow Behavior InDeviated Wells Under UBD Conditions, Thesis, May 2003.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРИТОКА К СКВАЖИНЕ С СИНУСОИДАЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Колев Ж.М., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Известные формулы [1-3] для расчета дебита нефтяной скважины с открытым стволом широко применяются для оценки производительности вертикальных, либо горизонтальных скважин, однако, не дают картины работы отдельных участков ствола. Многими исследователями отмечается, что приток к горизонтальному стволу нефтяной скважины имеет U- образную форму, т.е. дебит участков в середине горизонтального ствола ниже, чем на его концах. Знание дебита отдельных участков, позволяет оценить влияние интерференции на другие участки ствола с учетом расстояния между участками и их производительности, поэтому, остается невозможным использование аналитических формул в условиях работы системы нескольких стволов, таких как скважина с забуренным боковым стволом, боковым стволом с горизонтальным участком, для многоствольной, для многозабойных вертикальных, многозабойных горизонтальных и других скважин сложной архитектуры.

Постановка задачи

Рассмотрим горизонтальный открытый ствол нефтяной скважины (рис. 1). К элементарному участку ствола dlидет приток жидкости dQ из пласта и смешивается с потоком Q, движущемся в стволе скважины.

Рис. 1. Схема притока к открытому стволу горизонтальной скважины

268

где: g h – потери давления, при движении жидкости между точками b и

a, Па,

V – скорость жидкости, м/с.

Окончательно, имеем систему уравнений, разрешая которую относительно Q находим дебит каждого участка.

Оценка качества модели

Рассмотрим открытый горизонтальный ствол длиной 100 м, диаметром 0,2 м, проходящий посередине однородного изотропного пласта мощностью 10 м с проницаемостью 40 мДа. Пластовое давление 30 МПа, забойное давление 20 МПа, расстояние до контура питания 1000 м.

Известная формула Борисова[1] для горизонтальной скважины дает

Q 109,515 м3 / сут.

Применим описанную выше методику для моделирования установившегося притока к открытому горизонтальному стволу. Для этого разобьем горизонтальный ствол на N равных участков. Варьируя количество разбиений, были получены следующиерасчетныедебиты(рис. 2).

Рис. 2. Зависимость дебита от количества участков

270