CC BY
65УДК 622.276.53.054.23:621.694
М.Н. Шурыгин1, e-mail: Maxim.Shurygin@tukoit-overseas.com; А.А. Лавриненко2, e-mail: Andrey.Lavrinenko@bakerhughes.com; А.С. Пономарев2, e-mait: Andrey.Ponomarev@bakerhughes.com; А.С. Поздняков2, e-mait: Atexander.Pozdnyakov@bakerhughes.com; А.Р. Салихова3, e-mait: Satikhova.Atina@bk.ru; А.А. Линьков3, e-mait: Linkovsky@bk.ru
1 LUKOIL Middle-East Limited (Москва, Россия).
2 Baker Hughes B.V. (Москва, Россия).
3 РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия).
Анализ проблем использования насосно-эжекторных систем в нефтегазовой отрасли
Проведен анализ проблем насосно-эжекторных систем на этапах их разработки и использования для различных целей: повышения нефтеотдачи пластов (водогазового воздействия), проведения гидродинамических исследований скважин, освоения скважин, одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов, применения насосно-эжекторных систем в компоновке с пакером. Выявлены перспективные направления эксплуатации систем, в особенности на континентальном шельфе; рассмотрены потенциал предлагаемого оборудования и его преимущества перед уже используемым. Рассмотрены основные принципы расчета струйных аппаратов и компоновок насосно-эжекторных систем. Большое внимание в статье уделено двухфазным струйным аппаратам, в которых в качестве активного или пассивного потока используется газожидкостная смесь, представляющая наибольший научный и практический интерес при добыче нефти и газа. Произведен расчет жидкоструйного аппарата при переменном газосодержании перекачиваемой жидкости, учитывающий два крайних режима его работы: «насоса» - при перекачке однородной жидкости и «компрессора» - при перекачке чистого газа. Получены значения давлений и расходов для входов и выхода струйного аппарата, значения коэффициента полезного действия при переменном газосодержании перекачиваемой жидкости. Рассмотрены критические режимы работы струйного аппарата. В результате расчета получены основные показатели эффективности работы оборудования. Результаты данного расчета представлены на графиках. Адекватность полученных результатов оценивалась путем сравнения с результатами стендовых испытаний. Обосновано применение комплексного подхода при расчете насосно-эжекторных систем, тесно связанного с геолого-физической характеристикой пласта, включающего аналитический расчет, натурные испытания и результаты численного моделирования (CFD-анализа).
Ключевые слова: струйный аппарат, электроцентробежный насос, насосно-эжекторная система, одновременно-раздельная эксплуатация, гидродинамические исследования скважин, CAD, CAE.
M.N. Shurygin1, e-mail: Maxim.Shurygin@tukoit-overseas.com; A.A. Lavrinenko2, e-mail: Andrey.Lavrinenko@bakerhughes.com; A.S. Ponomarev2, e-mait: Andrey.Ponomarev@bakerhughes.com; A.S. Pozdnyakov2, e-mait: Atexander.Pozdnyakov@bakerhughes.com; A.R. Salikhova3, e-mait: Satikhova.Atina@bk.ru; A.A. Linkov3, e-mait: Linkovsky@bk.ru
1 LUKOIL Middle-East Limited (Moscow, Russia).
2 Baker Hughes B.V. (Moscow, Russia).
3 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia).
Case analysis of jet pump systems application in the oil and gas industry
This article includes analysis of problems arising at different stages of submersible jet pump system development and implementation for different purposes, like oil recovery factor improvement (WAG methods), pressure transient tests performance, well exploration operations, operation of dual completion systems for 1 or several layers development, applications of submersible jet pump systems with packers. Perspective areas of jet pump systems implementation were determined, especially for offshore projects, also advantages of the jet pump systems vs. other artificial lift methods were described. This paper includes analysis of general recommendations for jet pump systems application design: special attention was made for two-phase jet pump systems where gas-liquid mixture is using as active or passive steams for jet pump operation. This sphere is the most interesting area for scientific and practical researches of the jet pumps for oil&gas industry. Calculations of the jet pump system operation in special software with variable gas content has been
established, these calculations include two extreme regimes of equipment operation: 1st when jet pump is working with homogeneous (single-phase) liquid and 2nd when equipment works as a compressor with gas phase. As a result of performed analysis pressures, flow rates and efficiency of the jet pumps for different regimes were determined. Results of jet pump operation modelling at different regimes in software were compared with results of experiments performed at bench tests. Authors justified complex approach of submersible jet pump system application design including characteristics of the well and reservoir, analytical calculations, real tests and CFD simulation.
Keywords: jet-pump, electricalsubmersiblepump, electricalsubmersiblejetpumpsystem, dualcompletion, dynamicwelltest, CAD, CAE.
Нефтяной фонд России в XXI в. характеризуется падающей добычей: наблюдается стремительное сокращение и истощение запасов месторождений «легкой» нефти - с неосложненными условиями эксплуатации. Для повышения эффективности и увеличения добычи на существующих месторождениях наблюдается тенденция к введению в эксплуатацию новых пластов за счет бурения горизонтальных скважин, забуривания боковых стволов, одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких пластов, использования различных способов воздействия на пласт и т.д. Такая же тенденция наблюдается и в освоении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: добыча сланцевой (керогено-вой) нефти, разработка месторождений на шельфе.
В связи с этим условия эксплуатации существующего фонда скважин становятся все более сложными. И причины тому - увеличение обводненности добываемой продукции, ее повышенное газосодержание, большое количество мехпримесей, отложение солей и парафинов, увеличение температур, искривленности скважин и уменьшение диаметра эксплуатационных колонн (особенно при забуривании боковых стволов) и т.п.
Все эти условия бросают новые вызовы в области нефтедобычи. При этом значимость добычи углеводородов в России и мире в целом по-прежнему велика. Поэтому необходимо ставить стратегические задачи в области освоения и извлечения запасов и успешно их реализовывать.
Одной из таких задач является освоение и разработка шельфовых месторождений. С учетом того что на суше уже долгое время не открывают новых крупных месторождений, а размеры шельфа России сопоставимы с ее площадью, шельфовые месторождения являются очень перспективными с точки зрения запасов углеводородов. Но при этом на таких месторождениях наиболее сложные условия добычи и эксплуатации, что является одной из многих причин того, что разработка шельфовых месторождений в России развита недостаточно.
Данное положение дел требует создания инновационного оборудования и внедрения новых способов добычи, мало распространенных до настоящего времени.
СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ
Рассмотрим один из самых распространенных способов механизированный добычи - с помощью установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). УЭЦН уже давно широко и успешно используются на многих месторождениях, но при этом в осложненных условиях работы сталкиваются с большими проблемами, возникающими из-за наличия факторов, описанных выше. Одним из вариантов модернизации подобных систем и повышения надежности данного погружного оборудования в сложных условиях эксплуатации является внедрение насосно-эжекторных систем (НЭС), то есть различных схем совместного использования насосов (ЭЦН) и струйных аппаратов (СА).
ОПИСАНИЕ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СА
В общем смысле СА представляет собой устройство для нагнетания (инжектор) или откачки (эжектор) жидких или газообразных веществ и транспортирования гидросмесей (гидроэлеватор), принцип действия которого основан на взаимодействии и обмене энергией различных потоков жидкости посредством увлечения перекачиваемой среды струей жидкости, пара или газа. Принципиальная схема СА представлена на рисунке 1. Поток активной (рабочей) жидкости под высоким давлением подается в сопло, где происходит увеличение скорости и падение давления. Из сопла рабочая жидкость через приемную камеру аппарата попадает в камеру смешения. Обе камеры при этом заполнены пассивной (перекачиваемой) жидкостью, давление и скорость которой значительно меньше рабочей. В зависимости от противодавления на выходе СА на определенном расстоянии от сопла активная струя распадается, и активный и пассивный потоки перемешиваются. При этом происходит преобразование энергии - энергия скорости активной жидкости преобразуется в энергию давления образовавшейся смеси. Преобразование энергии продолжается и в следующем за камерой смешения диффузоре, где за счет увеличения проходного сечения идет рост давления и снижение скорости смеси. В отличие от традиционно используемых для увеличения и поддержания давления перекачиваемой жидкости и газа объемных или динамических машин (насосов и компрессоров) СА применя-
Ссылка для цитирования (for references):
Шурыгин М.Н., Лавриненко А.А., Пономарев А.С., Поздняков А.С., Салихова А.Р., Линьков А.А. Анализ проблем использования насосно-эжекторных систем в нефтегазовой отрасли // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 80-87.
Shurygin M.N., Lavrinenko A.A., Ponomarev A.S., Pozdnyakov A.S., Salikhova A.R., Linkov A.A. Case analysis of jet pump systems application in the oil and gas industry (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 80-87.
Рис. 1. Схема СА и принцип действия
Fig. 1. Jet unit diagram and principle of operation
ют значительно реже. На это есть ряд причин:
• низкий КПД СА - обычно находится на уровне 30-35%, хотя верхняя его граница пока точно не установлена;
• мало изучены возможности работы и ее устойчивость на переменных режимах;
• мало изучены вопросы регулирования СА.
Однако с практической точки зрения СА обладают рядом преимуществ, таких как:
• компактность и простота конструкции, не требующая дефицитных материалов и дорогостоящих сооружений, как следствие - низкая стоимость и сроки окупаемости оборудования, простота изготовления и монтажа;
• способность перекачивать газы и газожидкостные смеси (ГЖС) в широких диапазонах, что часто является большой проблемой для других видов скважин-ных насосных установок, в частности стандартных УЭЦН.
В связи с этим СА заняли свою нишу и нашли применение в нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей
промышленности. Возможность работы СА в связке с насосом (схема НЭС) позволяет расширить диапазон применения данного оборудования и совместно использовать основные преимущества СА и насосов, в т.ч. ЭЦН: для насосов - создавать высокий напор и перекачивать большие объемы жидкости, для СА - способность работать с газом, ГЖС и твердыми веществами. Таким образом, НЭС могут быть использованы для решения различных задач в составе как наземного, так и погружного оборудования:
1) в составе наземного оборудования:
• системы для повышения нефтеотдачи с применением водогазового воздействия (ВГВ);
• системы для перекачки всех типов ГЖС (например, в условиях шельфа).
2) в составе погружного оборудования:
• системы для освоения скважин;
• системы гидродинамических исследований скважин (ГДИС);
• системы в составе с ЭЦН - в качестве способа добычи нефти в скважинах со сложными условиями эксплуатации, для морских скважин (с перепуском газа в
НКТ из-за особенностей сбора продукции на шельфовых месторождениях).
НЭС В СОСТАВЕ СИСТЕМ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Для повышения нефтеотдачи и увеличения дебита широко распространен метод ВГВ на пласт - технология попеременной или одновременной закачки воды и газа в пласт. ВГВ выполняет две основных задачи:
• прирост коэффициента извлечения нефти, в т.ч. в пластах с нефтью повышенной вязкости, за счет увеличения коэффициентов охвата и вытеснения;
• утилизация попутного газа.
В России имеется ряд месторождений, где были успешно реализованы различные технологии ВГВ (компрессорные и бустерные) [3].
Коэффициент вытеснения при ВГВ по сравнению с заводнением выше на 1223% с начала разработки и на 7-11% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Из данных экспериментов выявлено, что коэффициент вытеснения максимален при газосодержании смеси 25-70% [4]. В связи с этим НЭС нашли здесь широкое применение. Достоинствами технологии ВГВ с использованием НЭС являются отсутствие ограничений по составу используемого газа (сухой, обогащенный, жирный; а как известно, большая эффективность ВГВ достигается с применением жирного газа), возможность реализации данной технологии как на отдельных скважинах и кустах, так и на всем месторождении, отсутствие проблемы гидратообразования, предотвращение прорыва газа в добывающие скважины (так как закачка воды и газа при использовании НЭС ведется одновременно). Кроме этого, другие распространенные технологии для ВГВ, компрессорные и бустерные, требуют больших капитальных вложений на этапе обустройства, значительных эксплуатационных затрат. Использование же НЭС позволяет снизить издержки за счет применения более доступного по цене и надежного промышленно-выпускаемого оборудования (СА и ЭЦН).
Таким образом, использование НЭС имеет потенциал для решения задач
PUMPS. COMPRESSORS
в области разработки месторождения, а доступность и достоинства оборудования для данной технологии дают возможность широкого внедрения НЭС для ВГВ.
К минусам использования ВГВ стоит отнести то, что для закачки ГЖС в пласт необходимо создавать достаточное давление потока, а для этого жидкость и газ должны подаваться под высоким давлением, что часто бывает сложно осуществимо на месторождении. Недостатки данной технологии должны быть устранены путем доработки схемы НЭС для ВГВ (как, например, предложенная в [5] установка многоступенчатого центробежного или лопастного мультифаз-ного насоса в схеме после СА).
НЭС В СОСТАВЕ СИСТЕМ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИЯ ГДИС
Освоение скважины - важный этап при подготовке скважины к эксплуатации. От вида и качества проведенных работ при освоении во многом будут зависеть степень гидродинамической связи скважин с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надежность функционирования оборудования системы заканчивания скважины, надежность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой
Рис. 2. Схема компоновки нижней части лифта Fig. 2. Elevator bottom section layout diagram
пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием призабойной зоны. НЭС обладают рядом преимуществ по сравнению с альтернативными технологиями по освоению скважин, что определяет потенциал их широкого применения.
Для эффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами или со сложными коллекторами необходимо иметь максимально подробную информацию о геологических свойствах пластов, вскрытых скважиной. Критическое значение приобретает проведение расширенных исследований для получения детальной геологической информации по каждой скважине, что позволяет:
• оценить потенциал скважин более точно с целью максимизации уровня добычи нефти и выбора наиболее оптимального оборудования и режима эксплуатации скважины;
• изолировать участки прорыва воды при создании увеличенной депрессии на пласт, что позволит добывать менее обводненную продукцию в течение длительного периода времени и использовать потенциал пласта наилучшим образом;
• оптимизировать внутрискважинное оборудование, что позволит значительно сократить общие затраты на эксплуатацию скважины.
Очевидные конструктивные преимущества НЭС определяют потенциал возможного широкого распространения данных технологий для проведения ГДИС и дополнительных внутрисква-жинных операций. Конструкция НЭС позволяет:
• вызывать приток из пласта без применения компрессионных и газифицированных установок;
• производить перфорацию при депрессии на пласт малогабаритными перфораторами;
• осуществлять спуск геофизических и гидродинамических приборов в подпа-керную зону с целью оценки характера притока из пласта, фильтрационных параметров пласта и состояния призабой-ной зоны скважины;
• производить запись кривой восстановления давления в скважине, закрытой на забое, в подпакерной зоне;
• выполнять различные обработки призабойной зоны пласта, в том числе кислотные, с последующим удалением продуктов реакции из призабойной зоны пласта;
• осуществлять промывки скважин. Преимуществами проведения ГДИС с помощью НЭС являются:
• геофизические исследования в режиме заданных значений депрессий;
• многоцикловые ГДИС от меньших депрессий к большим (гидродинамическое зондирование) в установившемся и неустановившемся режимах;
• поддержание стабильного забойного давления длительное время;
• возможность использования в скважинах с низким Нст;
• воздействие на пласт знакопеременными (циклическими) перепадами давлений и гидроударами;
• техническая и экологическая безопасность технологии. Технологическая схема НЭС для проведения ГДИС включает в себя следующее оборудование:
• комплекс наземного оборудования для закачки ГЖС;
• компоновка нижней части лифта, включающая пакер и СА;
Рис. 3. Схема компоновки ГС + УЭЦН + СА с пакером
Fig. 3. Gas box layout diagram + electric centrifugal pump assembly + jet unit with packer
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015
83
Рис. 4. Безразмерная характеристика СА, работающего в режиме насоса (слева) и компрессора (справа) Fig. 4. Dimensionless performance of jet unit, operating as a pump (on the left) and as a compressor (on the right)
• применяемые геофизические приборы и дополнительное оборудование. Ключевыми направлениями, определяющими дальнейшее развитие технологий НЭС для проведения операций по освоению скважин и ГДИС, являются:
• совершенствование СА с регулируемым соплом, что позволит изменять характеристики в широких пределах;
• повышение эффективности системы;
• совершенствование комплекса наземного оборудования для создания высоких давлений закачки ГЖС и возможности регулирования производительности в широких пределах;
• адаптация погружного оборудования к особенностям дополнительного оборудования и геофизических приборов и технологии проведения операций.
ЭЦН В СОСТАВЕ НЭС
ОРЭ позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной
сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов. Методы ОРЭ двух пластов в нефтяных и нагнетательных скважинах начали широко применять на нефтедобывающих предприятиях СССР с 1966 г. [6]. Уже довольно подробно изучен рабочий процесс гидравлической системы, состоящей из одного СА и одного продуктивного пласта [7]. Но если рассматривать несколько СА и несколько продуктивных пластов, то подобные более сложные гидравлические системы остаются пока малоизученными. Здесь для развития теоретических работ могут быть полезны быстродействующие компьютерные программы по решению прямых и обратных гидродинамических задач [7].
Добыча по технологии ОРЭ может быть осуществлена при помощи компоновки ЭЦН + СА. Такая компоновка получила название «Тандем» и является одним из
эффективных решений для реанимации бездействующих скважин и повышения межремонтного периода. Технология «Тандем» включает в себя применение погружных НЭС - УЭЦН с газосепараторами (ГС) и СА. Промысловые испытания показали преимущества этой технологии в самых суровых условиях эксплуатации скважин - при высоких входных газосодержаниях, нестационарных режимах работы, освоении бездействующих скважин и т.д. [8]. Преимущества ОРЭ:
• повышение нефтеотдачи пласта и дебита скважины;
• сокращение капитальных затрат на строительство скважин;
• увеличение степени охвата и интенсивности освоения многопластового месторождения;
• увеличение рентабельного срока разработки месторождения Недостатки ОРЭ:
• сложность подбора оборудования;
Рис. 5. График зависимости давления на выходе P4 от расхода перекачиваемой среды Qt для СА, работающего в режиме насоса (слева) и компрессора (справа)
Fig. 5. Plot of P4 output pressure versus pumped medium flow Qt for jet unit, operating as a pump (on the left) and as a compressor (on the right)
Таблица. Сравнение возможностей различных методов освоения скважины Table. Comparison of different well development methods capabilities
№ п/п No. Характеристики Performances НЭС Jet pump system Свабирование Swabbing Компрессорное освоение Well-starting compressor method
1 Возможность мгновенного создания депрессий Possibility of instantaneous underpressure development + - -
2 Возможность непрерывного поддержания заданных значений депрессий Possibility of specified underpressure values continuous maintenance + - -
3 Возможность регулирования продолжительности депрессий Possibility of underpressure duration regulation + - -
4 Возможность проведения геофизических исследований Possibility of geophysical surveys + - -
5 Возможность проведения прострелочно-взрывных работ Possibility of perforating-explosive operations + - -
6 Возможность проведения обработок призабойной зоны пласта, в том числе кислотных Possibility of bottom-hole formation zone treatment, including acid formation treatment + - -
7 Возможность проведения ГДИС Possibility of drill-hole researches + - -
8 Создание репрессий Overpressure development + + +
9 Дискретность создания депрессий Underpressure development increment + + -
10 Постепенность создание депрессий Underpressure development graduation + + +
• сложность монтажа и демонтажа;
• необходимость использования специального оборудования;
• сложность определения дебита каждого эксплуатируемого объекта.
ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СА И НЭС В КОМПОНОВКЕ С ПАКЕРОМ
Обязательным оборудованием при за-канчивании скважин с ОРЭ, негерметичной обсадной колонной, в случаях необходимости защиты обсадной колонны от агрессивной скважинной жидкости является пакер над УЭЦН. Актуальными проблемами эксплуатации УЭЦН с пакером являются скапливание газа в подпакерном пространстве, отжимание свободным газом динамического уровня до приема ЭЦН и дальнейшие срывы подачи и нестабильная работа УЭЦН.
Это приводит к снижению допустимого газосодержания на приеме ЭЦН, при котором УЭЦН будет стабильно работать, и, соответственно, к ограничению допустимой депрессии на пласт и максимального дебита. В данном случае эффективным решением является установка СА в компоновку над УЭЦН под пакером. Данное решение позволит использовать ГС в компоновке УЭЦН, а свободный газ из выкидных отверстий ГС закачивать в НКТ и снижать потребный напор УЭЦН за счет газлифтного эффекта. В данных условиях расширение диапазона применения ГС + УЭЦН + СА возможно за счет разработки и совершенствования методики регулирования СА.
ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА СА И КОМПОНОВОКНЭС
Наиболее часто применяются жид-коструйные насосы (жидкость перекачивает жидкость) и компрессоры (жидкость перекачивает газ). Как показывают опыты, СА устойчиво работают во всей области газосодержаний - от 0 до 1 в отличие от других типов насосов [2]. Но, как правило, при добыче нефти и газа мы сталкиваемся с ГЖС. В скважине в подавляющем большинстве случаев эксплуатации СА эжек-тирует из кольцевого пространства скважины ГЖС. С этой точки зрения двухфазные СА, в которых в качестве
активного или пассивного потока используется ГЖС [1], представляют наибольший научный и практический интерес. В них происходит смешение двух потоков жидкости, находящихся в разных агрегатных состояниях, с дальнейшим образованием смешанного двухфазного или однофазного потока. При этом подобные СА и проблемы работы СА на ГЖС являются недостаточно изученными в настоящее время. В частности, практически все имеющиеся методики расчета СА не учитывают изменение объемных расходов рабочего и инжектируемого потоков в проточных частях СА, полагая их неизменными. Такой подход хотя и является приемлемым для некоторых частных случаев, но не обеспечивает необходимой точности расчетов во всем представляющем практический инте-
рес диапазоне газосодержаний от 0 до 100%. Методика расчета, учитывающая изменение объемного расхода инжектируемого потока, представлена ниже. В ее основу легла методика расчета СА для ГЖС Ю.А. Сазонова [9]. Основным показателем эффективности оборудования является КПД. КПД СА зависит от многих параметров. К ним относятся свойства перекачиваемых флюидов, их температуры, давления, турбулентность и завихрения потоков на входе в СА, форма сопла, количество сопел, форма диффузора и камеры смешения. Согласно методике, из основных параметров СА выделяют следующие: • коэффициент a - отношение внутреннего диаметра камеры смешения к выходному диаметру сопла:
аЧ/Ч;
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Рис. 6. График зависимостей объемного расхода ГЖС Q, жидкости Q и газа Q1G от газосодержания |3 при давлении на выходе СА P4ab=1,02484 МПа
Fig. 6. Plot of gas-liquid Q, liquid Q1L and gas Q volume flow-rate versus gas-bearing capacity f$ at jet pump output pressure P=1.02484 MPa
• длина камеры смешения L;
• относительный расход q, его также называют коэффициентом эжекции К; он определяется как отношение массового расхода перекачиваемой среды к массовому расходу рабочей среды:
ч=о/0,;
• относительный напор h отражает отношение давлений на входах и на выходе СА:
h = (P4-Pl)/(Po-Pl)•
СА заданной геометрии рассчитывают как насос (модель-1) и как компрессор
(модель-2). Обе модели применимы при расчете характеристики эжектора для ГЖС с произвольным газосодержанием (3 от 0 до 1.
На рисунке 4 изображены безразмерные характеристики СА, работающего в режиме «насоса» и в режиме «компрессора» с параметрами:
d0=12,5мм; d3=25 мм; L=250 мм; Q0=0,01 м3/с; P1=0,2 МПа, T0=T1=20 0C.
На графике видно, что при заданных параметрах КПД струйного насоса достигает 35%, а струйного компрессора - 30%. Важно отметить, что струйный компрессор работает
Рис. 7. Характеристики СА при различных значениях газосодержания (от 0 до 1) перекачиваемой жидкости
Fig. 7. Jet pump performances for various values of pumped liquid gas-bearing capacity (from 0 to 1)
с максимальным КПД в области критических режимов. Не менее важной характеристикой, описывающей работу СА, является зависимость давления на выходе Р4 от расхода перекачиваемой среды (рис. 5). Зависимость для струйного компрессора построена для газа, приведенного к нормальным условиям ^1п).Точка перегиба кривой на характеристике жидкоструйного компрессора также соответствует области критических режимов его работы. После того как получены значения давлений и расходов для входов и выхода СА, а также значения КПД и построены основные характеристики работы СА в режиме «насоса» и «компрессора», рассматривается задача с переменным газосодержанием перекачиваемой жидкости. Для нее рассматривают следующий режим работы СА:
• давления активного Р0, перекачиваемого Р5 и давление Р4 на выходе СА постоянны;
• рассматривается изменение объемного расхода перекачиваемой ГЖС 01аЬ;
• для данных условий модели 1 и 2 позволяют определить два предельных значения Q1a(P=0) и Q1Ь(|3=1);
• для Q1a и 01Ь соответственно рассчитываются значения КПД т]а и т]Ь, т.е. при изменении газосодержания от 0 до 1 КПД соответственно будет меняться от \ и Ль.
Для описанных условий в работе [9] сформулирована гипотеза: «При постоянстве давлений Р0, Р1 и Р4 на координатной плоскости г]-01 расчетные точки для всех значений газосодержания |3 ложатся на одну и ту же прямую линию». Для каждого значения давления на выходе СА Р4аЬ строят характеристики объемного расхода ГЖС, жидкости и газа от газосодержания |3 (рис. 6). Для этого используются аналитические зависимости [9]. Далее выбирают несколько значений давления на выходе СА Р4аЬ, равных как для насоса, так и для компрессора. При этом каждому значению давления Р4аЬ соответствуют свои значения расхода Q1 и т) для насоса и для компрессора.
Для всего диапазона газосодержания перекачиваемой жидкости строят характеристики 01аЬ(Р4аЬ). Предельные
86
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
значения газосодержания (0 и 1) соответствуют работе СА в режиме «насоса» и «компрессора».
Адекватность полученных результатов оценивалась путем сравнения с результатами стендовых испытаний [9]. Основным достоинством методики является универсальность: ее можно применять в случаях, когда одна или две характеристики получены экспериментальным путем при перекачке ГЖС с любым газосодержанием. Методика имеет свои недостатки: необходимы дополнительные исследования для определения пределов ее применимости; в ней не учитываются свойства перекачиваемого газа, его растворимость в жидкости; также имеются небольшие расхождения в области очень низких относительных расходов. Тем не менее в диапазоне га-
зосодержаний, представляющем практический интерес, методика вполне применима, и ее можно использовать при расчете НЭС.
Расчет двухфазных СА, работающих на ГЖС, требует более детальных исследований, особенно в составе НЭС. Для этого необходим комплексный подход к решению таких задач, включающий в себя аналитический расчет, натурные эксперименты и численное моделирование (CFD-анализ). При этом современные средства вычислительной гидро-и газодинамики позволяют всесторонне изучить НЭС, учитывая конструктивные особенности всей системы. Эксперимент в данном случае можно использовать для верификации математической модели (на начальных стадиях исследования) и для подтверждения результатов вычислительных (виртуаль-
ных) экспериментов на завершающих стадиях разработки. СА и его компоновка с ЭЦН недостаточно изучены при работе с многофазными смесями и с высоковязкими жидкостями, но экспериментальные скважины с данным оборудованием показывают хорошие результаты [2], что говорит о перспективах их использования в будущем при должном развитии этого оборудования. Уточнение методики расчета, более детальная проработка математической модели с использованием СРЭ-анализа позволит более качественно изучить процессы, протекающие в СА при различных режимах работы, и применить полученные решения для повышения эффективности при решении различных задач: от установки в тандеме на ОРЭ до добычи на континентальном шельфе.
References:
1. Tsegelskiy V.G. Dvuhfaznyestrujnye apparaty [Dual-phase jet units]. Moscow, Publishing House of Bauman MSTU, 2003, 408 pp.
2. Drozdov A.N. Razrabotka, issledovanie i rezul'taty promyshlennogo ispol'zovanija pogruzhnyh nasosno-jezhektornyh sistem dlja dobychi nefti: diss. dokt. tehn. nauk [Development, research and industrial use results of submersible jet pump systems for oil production: Thesis of Candidate of Science (Engineering)]. Moscow, Gubkin State Oil and Gas Academy, 1998, 423 pp.
3. Telkov V.P. Razrabotka tehnologii vodogazovogo vozdejstvija na plast putem nasosno-jezhektornoj i nasosno-kompressornoj zakachki vodogazovyh smesejs penoobrazujushhimiPAV: avtoreferat diss. kand. tehn. nauk [Process engineering for water-gas stimulation of formation by jet pumping and down tubing flush of water-gas mixtures with foaming surfactants: Synopsis of the thesis of the Candidate of Science (Engineering)]. Moscow, Gubkin Russian State Oil and Gas University, 2009, 24 pp.
4. A.N. Drozdov, Telkov V.P., Yegorov Yu.A. Vodogazovoe vozdejstvie na plast: mehanizm dejstvija, izvestnye tehnologii. Nasosno-jezhektornaja tehnologija i nasosno-kompressornaja tehnologija kak ee raznovidnost' [Water-gas stimulation of formation: Mechanism, established processes. Jet pumping process and down tubing flush as its modification]. Trudy RGUNG imeni I.M. Gubkina = Works of Gubkin Russian State Oil and Gas University, 2009, No. 1. P. 23-33.
5. Drozdov A.N. Problemy vnedrenija vodogazovogo vozdejstvija na plast i ih reshenija [Water-gas stimulation of formation challenges and solutions]. Neftepromyslovoe oborudovanie = Oil-field equipment, 2014, No. 8. P. 100-104.
6. Garifov K.M. Istorija i sovremennoe sostojanie tehniki i tehnologii ORJe plastov v OAO «Tatneft'» [History and current status of equipment and processes for formation dual completion at Tatneft JSC]. Inzhenernaja praktika = Engineering practice, 2010, No. 1. P. 16-19.
7. Mokhov M.A., Kakhankin V.A. Odnovremenno-razdel'naja jekspluatacija neftjanyh plastov i issledovanie strujnyh nasosnyh sistem [Oil formation dual completion and ejector jet pump systems research]. Neft', gaz, biznes = Oil, gas, business, 2012, No. 5. P. 60-62.
8. Drozdov A.N. Opyt primenenija i perspektivy razvitija pogruzhnyh nasosno-jezhektornyh sistem [Experience of application and future considerations for submersible jet pump systems]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2012, No. 2. P. 86-88.
9. Sazonov Yu.A. Osnovy rascheta i konstruirovanija nasosno-jezhektornyh ustanovok [Principles of design and calculations of jet pump assemblies]. Moscow, Neft i Gaz Publishing House SUE, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2012. 300 pp.
Литература:
1. Цегельский В.Г. Двухфазные струйные аппараты. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003. 408 с.
2. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти: дисс. докт. техн. наук. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998. 423 с.
3. Телков В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ: автореферат дисс. канд. техн. наук. М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2009. 24 с.
4. Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А. Водогазовое воздействие на пласт: механизм действия, известные технологии. Насосно-эжекторная технология и насосно-компрессорная технология как ее разновидность // Труды РГУНГ имени И.М. Губкина. 2009. № 1. С. 23-33.
5. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтепромысловое оборудование. 2014. № 8. С. 100-104.
6. Гарифов К.М. История и современное состояние техники и технологии ОРЭ пластов в ОАО «Татнефть» // Инженерная практика. 2010. № 1. С. 16-19.
7. Мохов М.А., Каханкин В.А. Одновременно-раздельная эксплуатация нефтяных пластов и исследование струйных насосных систем // Нефть, газ, бизнес. 2012. № 5. С. 60-62.
8. Дроздов А.Н. Опыт применения и перспективы развития погружных насосно-эжекторных систем // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 2. С. 86-88.
9. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 300 с.
