2411-3336 2541-9404 Записки Горного института Journal of Mining Institute Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины ΙΙ Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University 10.31897/PMI.2020.5.10 pmi-13372 https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/13372 Нефтегазовое дело Oil and gas Method of calculating pneumatic compensators for plunger pumps with submersible drive Методика расчета пневмокомпенсаторов для плунжерных насосов с погружным приводом Timashev Eduard O. Тимашев Э. О. Timashev Eduard O. Felix8047@mail.ru Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Россия) Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Russia) 24 11 2020 2020 245 582 590 21 05 2020 05 10 2020 24 11 2020 © 2020 Э. О. Тимашев © 2020 Eduard O. Timashev 2020 Э. О. Тимашев Eduard O. Timashev Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0) This article is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC BY 4.0) https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/13372

Одним из наиболее перспективных направлений повышения эффективности механизированной нефтедобычи является установка плунжерного насоса с погружным приводом, позволяющая получить гармоническое возвратно-поступательное движение плунжера. В процессе откачки скважинной продукции плунжерными насосами происходят колебания скорости и давления жидкости в подъемных трубах, которые ведут к увеличению циклических переменных нагрузок на плунжер, снижению ресурса работы привода и КПД насосной установки. Для устранения пульсационной характеристики плунжерного насоса и повышения показателей надежности насосной установки (в частности, межремонтного периода) могут быть использованы пневмокомпенсаторы. Разработан метод расчета оптимальных технологических параметров системы глубинных пневмокомпенсаторов для плунжерных насосных установок с погружным приводом, основанный на математическом моделировании гидродинамических процессов в трубах. Выполнены расчеты формирования скорости потока и давления в подъемных трубах погружных плунжерных установок, оборудованных пневмокомпенсаторами (ПК), проанализировано влияние технологических параметров ПК на эффективность сглаживания колебаний скорости и давления в трубах. Установлен нелинейный характер влияния давления зарядки и суммарного объема ПК на эффективность их работы. Обосновано оптимальное давление зарядки ПК, соответствующее минимальному давлению в НКТ в течение цикла откачки для рассматриваемого сечения НКТ. Рассмотрены два предельных случая размещения системы ПК вдоль лифтовых труб. В первом варианте ПК устанавливаются последовательно непосредственно на выкиде плунжерного насоса, во втором – равномерно вдоль подъемного лифта. Показано, что первый вариант обеспечивает минимальную величину амплитуды колебаний давления в нижнем конце НКТ и, соответственно, переменных нагрузок на плунжер насоса. Характер колебаний давления и скорости потока в НКТ на устье скважины для обоих вариантов размещения ПК имеет близкие значения.

One of the most promising ways to improve the efficiency of mechanized oil production is a plunger pump with a submersible drive, which allows obtaining harmonic reciprocating movement of the plunger. In the pumping process of well products by plunger pumps, oscillations in the velocity and pressure of the liquid in the lifting pipes occur, which lead to an increase in cyclic variable loads on the plunger, a decrease in the drive life period and the efficiency of the pumping unit. To eliminate the pulsation characteristics of the plunger pump and increase the reliability indicators of the pumping unit (in particular, the overhaul period), pneumatic compensators can be used. A method for calculating the optimal technological parameters of a system of deep pneumatic compensators for plunger pumping units with a submersible drive, based on mathematical modeling of hydrodynamic processes in pipes, has been developed. Calculations of the forming flow velocity and pressure in the lifting pipes of submersible plunger units equipped with pneumatic compensators (PC) have been carried out. Influence of the PC technological parameters on the efficiency of smoothing the oscillations of velocity and pressure in the pipes has been analyzed. Non-linear influence of the charging pressure and PC total volume on the efficiency of their work has been established. Optimal pressure of PC charging, corresponding to the minimum pressure in the tubing during the pumping cycle for the considered section of the tubing, is substantiated. Two ultimate options of PC system placement along the lifting pipes are considered. In the first option, PC are placed sequentially directly at the outlet of the plunger pump, in the second - evenly along the lift. It is shown that the first option provides the minimum amplitude of pressure oscillations at the lower end of the tubing and, accordingly, variable loads on the pump plunger. Nature of the pressure and flow velocity oscillations in the tubing at the wellhead for both options of PC placement has similar values.

 Ключевые слова насосная установка с погружным приводом колебания давления выравнивание скорости течения пневмокомпенсатор вязкая жидкость технологические параметры рабочее давление объем газовой камеры интервал установки Keywords pumping unit with a submersible drive pressure oscillations smoothing of flow velocity pneumatic compensator viscous liquid technological parameters working pressure gas chamber volume interval of placement Зотов А.Н. Методы гашения колебаний давления на устье штанговых установок / А.Н.Зотов, Э.О.Тимашев, К.Р.Уразаков // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 6. С. 56-64. DOI: 10.17122/ngdelo-2018-6-56-64 Zotov A.N., Timashev E.O., Urazakov K.R. Methods of Pressure Damping upon the Ostium of Sucker Rod Pumps. Petroleym Engineering. 2018. Vol. 16. N 6, p. 56-64. DOI: 10.17122/ngdelo-2018-6-56-64 (in Russian). Зотов А.Н. Моделирование работы пневмокомпенсатора с квазинулевой жесткостью в установке электропогружного центробежного насоса / А.Н.Зотов, К.Р.Уразаков, Е.Б.Думлер // Записки Горного института. 2018. Т. 229. С. 70-76. DOI: 10.25515/PMI.2018.1.70 Zotov A.N., Urazakov K.R., Dumler E.B. Simulation of operation of pneumatic compensator with quasi-zero stiffness in the electric centrifugal submersible pump unit. Journal of Mining Institute. Vol. 229, p. 70-76. DOI: 10.25515/PMI.2018.1.70 Математическое моделирование дробления грунта и многофазного течения бурового раствора при бурении скважин / Б.С.Григорьев, А.А.Елисеев, Т.А.Погарская, Е.Е.Торопов // Записки Горного института. 2019. Т. 235. С. 16-23. DOI: 10.31897/PMI.2019.1.16 Grigoriev B.S., Eliseev A.A., Pogarskaya T.A., Toropov E.B. Mathematical Modeling of Rock Crushing and Multiphase Flow of Drilling Fluid in Well Drilling. Journal of Mining Institute. 2019. Vol. 235, p. 16-23. DOI: 10.31897/PMI.2019.1.16 Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН / А.С.Топольников, К.Р.Уразаков, Р.И.Вахитова, Д.А.Сарачева // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 3. С. 134-146. Topolnikov A.S., Urazakov K.R., Vahitova R.I., Saracheva D.A. The method of calculation of parameters of jet pump attached to joint operation with submersible electric pump. The electronic scientific journal “Oil and Gas Business”. 2011. N 3, p. 134-146 (in Russian). Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К.Р.Уразаков, Е.И.Богомольный, Ж.С.Сейтпагамбетов, А.Г.Газаров. М.: Недра, 2003. 303 с. Urazakov K.R., Bogomolnyi E.I., Seitpagambetov Zh.S., Gazarov A.G. Pump extraction of high-viscosity oil from deviated and watered wells. Moscow: Nedra, 2003, p. 303 (in Russian). Новые технологии эксплуатации малодебитного и периодического фонда / Э.Ю.Вдовин, Л.И.Локшин, М.А.Лурые, А.Д.Коротаев, Э.О.Тимашев // Инженерная практика. 2017. № 11. С. 40-43. Vdovin E.Yu., Lokshin L.I., Lure M.A., Korotaev A.D., Timashev E.O. New technologies for the operation of low flow rate and periodic well stock. Inzhenernaya praktika. 2017. N 11, p. 40-43 (in Russian). Новый метод количественной диагностики технологических параметров штанговых установок решением обратных задач методами многомерной оптимизации / Р.Н.Бахтизин, К.Р.Уразаков, Э.О.Тимашев, А.Е.Белов // Нефтяное хозяйство. 2019. №7. С. 118-122. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-7-118-122 Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Timashev Je.O., Belov A.E. A New Approach of Quantifying the Technical Condition of Rod Units with the Solution of Inverse Dynamic Problems by Multidimensional Optimization Methods. Oil Industry. 2019. N 7, p. 118-122. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-7-118-122 (in Russian) Технология увеличения добычи нефти из малопродуктивных скважин / К.Р.Уразаков, Э.В.Абрамова, А.С.Топольников, Р.З.Миннигалимов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №4. С. 201-211. Urazakov K.R., Abramova E.V., Topolnikov A.S., Minnigalimov R.Z. Technology for increasing oil from low-productiv wells. The electronic scientific journal “Oil and Gas Business”. 2013. N 4, p. 201-211 (in Russian). Тимашев Э.О. Динамика скорости потока и давления в лифтовых трубах установок плунжерных насосов с погружным приводом / Э.О.Тимашев, К.Р.Уразаков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 4. С. 82-88. DOI: http:10.17122/ntj-oil-2019-5-45-55 Timashev E.O., Urazakov K.R. Dynamics of Flow Rate and Pressure in the Tubing of Plunger Pumps with Downhole Drive. Journal “Problems of Gathering, Treatment and Transportation of oil and oil products”. 2019. N 4, p. 82-88. DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-5-45-55 (in Russian). Уразаков К.Р. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства / К.Р.Уразаков, В.А.Молчанова, А.С.Топольников // Нефть. Газ. Новации. 2007. № 6. С. 54-60. Urazakov K.R., Molchanova V.A., Topolnikov A.S. Mathematical model of a rod unit with an ejector for pumping gas from the annulus space. Neft. Gaz. Novatsii. 2007. N 6, p. 54-60 (in Russian). Уразаков К.Р. Механизированная добыча нефти: Сборник изобретений. Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. 329 с. Urazakov K.R. Mechanized oil recovery: a collection of inventions. Ufa: Neftegazovoe delo, 2010, p. 329 (in Russian). Уразаков К.Р. Устьевой пневмокомпенсатор штанговой скважинной насосной установки / К.Р.Уразаков, Э.О.Тимашев, Р.С.Тухватуллин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. С. 60-64. Urazakov K.R., Timashev Je.O., Tukhvatullin R.S. Wellhead Pneumatic Compensator of the Sucker-Rod Pumping Unit. Territorija NEFTEGAS (Oil and Gas Territory). 2017. N 12, p. 60-64 (in Russian). Утечки жидкости в штанговом насосе с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера / Р.Н.Бахтизин, К.Р.Уразаков, Б.М.Латыпов, Б.Х.Ишмухаметов // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 4. С. 33-39. Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Latypov B.M., Ishmuhametov B.H. Fluid leakage in a sucker-rod pump with regular micro-relief at surface of the plunger. Petroleym Engineering. 2016. Vol. 14. N 4, p. 33-39 (in Russian). Brill J.P. Multiphase flow in wells / J.P.Brill, H.Mukherjee // Society of petroleum engineers. 1999. Vol. 214. P. 215. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. Society of petroleum engineers. 1999. Vol. 214, p. 215. Dynamic model of a Rod Pump Installation for inclined wells / R.N.Bakhtizin, K.R.Urazakov, S.F.Ismagilov, A.S.Topolnikov, F.F.Davletshin // SOCAR Proceedings. 2017. № 4. P. 74-82. DOI: 10.5510/OGP20170400333 Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Ismagilov S.F., Topolnikov A.S., Davletshin F.F. Dynamic model of a Rod Pump Installa-tion for inclined wells. SOCAR Proceedings. 2017. N 4, p. 74-82. DOI: 10.5510/OGP20170400333 Leonov E.G. Applied Hydroaeromechanics in Oil and Gas Drilling / E.G.Leonov, V.I.Isaev. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc., 2010. 474 p. Leonov E.G., Isaev V.I. Applied Hydroaeromechanics in Oil and Gas Drilling. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc., 2010, p. 474. Pletcher R.H. Computational Fluid Mechanics and Heat Transfer / R.H.Pletcher, J.C.Tannehill. Washington: CRC Press, Taylor & Francis Group, 2013. 705 p. Pletcher R.H., Tannehill J.C. Computational Fluid Mechanics and Heat Transfer. Washington: CRC Press, Taylor & Francis Group, 2013, p. 705.