Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуат

где Sпл – длина хода плунжера; Sшт – длина хода полированного штока; λШ, λТ – потеря хода плунжера за счет упругих деформаций штанг и труб; λин – увеличение длины хода плунжера за счет динамических нагрузок.

Выбор конструкции каната

112

Потеря длины хода плунжера при использовании канатных штанг на малых глубинах спуска насоса (до 500 м) незначительно отличается от потери длины хода плунжера при использовании стальных штанг. При глубине спуска насоса около 1000 м отличие составляет от 3 до 11 % в зависимости от диаметра насоса. При глубинах спуска насоса свыше 1500 м рационально использовать длинноходовые насосные установки.

Рис. 2. Зависимость потери длины хода плунжера от глубины спуска насоса диаметром 55 мм

Насосные штанги работают в сложных условиях воздействия циклических механических нагрузок в коррозионной среде, ускоряющей процесс их усталостного разрушения. Восприимчивость каната к воздействию внешней агрессивной среды характеризует поверхностный коэффициент φ.

113

где φ – поверхностный коэффициент, мм-1; pi – периметр i-ой проволоки, мм; si – площадь поперечного сечения i-ой проволоки, мм2.

Арматурный канат обладает низким значением поверхностного коэффициента ( φ 0, 67 мм-1 ) благодаря небольшому количеству проволок.

Важным параметром при эксплуатации насосных штанг является нагрузка в точке подвеса штанг (ТПШ), которая равна:

где Pш – вес штанг в жидкости, Н; Pж – вес столба откачиваемой жидкости, Н; Pсопр – нагрузка от сил сопротивления, Н; Pин – инерционные нагрузки, Н; Pвибр – вибрационные нагрузки, Н.

На рис. 3 приведен результат расчета нагрузки в точке подвеса штанг при использовании канатных штанг диаметром 18 мм и двухступенчатой колонны штанг диаметрами 19 и 22 мм.

Из графиков видно, что при замене стальных штанг на канатные наблюдается снижение нагрузки в точке подвеса штанг на 21%.

Рис. 3. Зависимость нагрузки в ТПШ от угла поворота кривошипа при использовании насоса диаметром 55 мм

К достоинствам применения канатных штанг следует отнести:

–увеличениемежремонтногопериодаприэксплуатацииискривленныхскважин;

–значительное снижение нагрузки в точке подвеса штанг за счет меньшего веса каната по сравнению со стальной штангой;

114

–снижение энергопотребления;

–уменьшение динамических нагрузок;

–более равномерный износ каната и НКТ (за счет большей поверхности кон-

такта);

–ускорение проведения подземного ремонта скважин.

Однако широкому внедрению канатных штанг в нефтедобыче препятствует ряд недостатков и нерешенных задач:

–снижение производительности штанговых насосов вследствие удлинения

каната;

–возможные кручения канатов.

Несмотря на вышеперечисленные недостатки канатные штанги остаются перспективным направлением совершенствования ШСНУ. Применение канатных штанг позволит разрабатывать месторождения искривленными скважинами, повысить надежность и эффективность штанговой установки в целом, а также снизить удельные издержки нефтедобычи.

Список литературы

1.Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдлер Л.В. Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России // Буре-

ние и нефть. – 2009. – № 10. – С. 8–11.

2.Каталог «BRIDON». Стальные канаты для угольной и горнодобывающей промышленности, 2015 – 88 с.

3.Каталог ОАО «Северсталь-метиз». Стальные канаты, 2015 – 148 с.

4.Каталог «REDAELLI TECNA S.P.A.». Стальные канаты для закрытой добы-

чи, 2015 – 89 с.

5.Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин: дис. … д-ра техн. наук: 05.04.07. – М., 1999. – 388 с.

Об авторе

Чедилян А.П., магистрант, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия. artem.chedilyan@mail.ru

About the author

Chedilyan A.P., master student, Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia. artem.chedilyan@mail.ru

115

УДК 622.323

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Е.А. Лихачева, В.Г. Островский

Пермский национальный исследовательский политехнический университет Пермь, Россия

Предложена технологическая схема устройства для утилизации попутного нефтяного газа. Разработана 3D-модель устройства.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, сжижение, вихревой эффект, природный газ, эффект Джоуля-Томсона.

METHOD AND DEVICE FOR UTILIZATION

ASSOCIATED PETROLEUM GAS

E.A. Likhacheva, V.G. Ostrovskiy

Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia

The authors describe the technological scheme of the device for the utilization of associated gas. 3D model of the device was constructed.

Keywords: associated petroleum gas, liquefaction, vortex effect, natural gas, Joule-Thomson effect.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – это смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти.

В данный момент большая часть добываемого ПНГ сжигается на факелах. Об экологическом ущербе окружающей среде говорят даже на уровне Правительства РФ. Существует постановление Правительства РФ №7 от 8 января 2009 газа, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации ПНГ до 95 %. Также не стоит забывать и о экономическим потерях – сжигается ценнейшее углеводородное сырье.

На сегодняшний день в нашей стране ПНГ - экономически рентабельное сырье, но из-за сложности транспортирования, нестабильности состава и большого

116

количества механических примесей он не имеет должного распространения в качестве топлива.

Таким образом, необходимо создать устройство, которое решит вышеуказанные проблемы и, по возможности, будет осуществлять утилизацию непосредственно вблизи скважины и иметь высокую надежность.

Предлагаемое устройство для утилизации ПНГ

В предлагаемом устройстве утилизация попутного газа осуществляется путем его сжижения, при котором объем газа уменьшается в 600 раз. Это упрощает хранение и транспортирование газа.

Устройство состоит из вихревых труб, дросселей и компрессора. Охлаждение происходит посредствам протекания вихревого эффекта в вихревых трубах и эффекта Джоуля-Томсона в дросселях.

Устройство состоит из трех каскадов, каждый каскад состоит из вихревой трубы и дросселя.

Вихревая труба (ВТ) – это экономичное и надежное устройство, не имеющее трущихся и движущихся частей, которое можно изготовить без применения сложных технологических процессов и дорогостоящего оборудования. Использование вихревых трубвсовокупностисдросселямипозволитдостичьглубокогоохлаждения[1].

Принцип работы устройства для утилизации ПНГ

На рис.1. приведена технологическая схема устройства для сжижения попутного нефтяногогаза, накоторомизображенопоэтапноеснижениетемпературыгаза[1].

Понижение температуры происходит поэтапно в каждом каскаде.

На вход в устройство подается сжатый газ после компрессора, который затем поступает в первую ВТ, где происходит эффект энергетического разделения газа (вихревой эффект) на охлажденный и подогретый потоки [1]. Охлажденный поток направляется через дроссель на вход второй вихревой трубы, а подогретый поток через второй дроссель поступает на вход в устройство.

При прохождении охлажденного потока через дроссель возникает эффект Джоуля-Томсона, при котором происходит изоэнтальпийное расширение газа, вследствие чего его температура дополнительно понижается.

Во втором каскаде происходит аналогичный процесс разделения газа на охлажденный и подогретый потоки.

В третьем каскаде охлажденный поток достигает температуры кипения и поступает в сборник конденсата.

117

Температурный расчет устройства

Устройство подвергалось расчету для определения геометрических параметров устройства для заданных параметров системы [1].

Исходными данными для расчета являются: потребная температура Tx холодного потока и его давление Рx, температура T1 и давление Р1 на входе в вихревую трубу, газовая постоянная R, показатель адиабаты k, коэффициент расхода сопла αс, потребный весовой расход холодного потока Gх.

Далее необходимо расчитать температуру газа при прохождении через дроссельное устройство, то есть когда возникает эффект Джоуля-Томсона. Для этого принимается: T1 – температура потока на входе в дроссельное устройство, P1 – давление на входе в дроссельное устройство, P2 – температура на выходе из дроссельного устройства.

Исходя из соотношения:

получим температуру охлажденного газа на выходе из дроссельного устройства:

3D-моделирование устройства

В ходе 3D-моделирования была получена схема расположения всех единиц оборудования (рис. 3).

Рис. 3. 3D-модель устройства: 1 – компрессор; 2–4, 8, 11, 12 – дроссели; 6, 7, 13 – вихревые трубы; 5 – линия отвода сжиженного газа,

9 – фундамент, 10 – входная задвижка

120