Способ повышения эффективности работы системы "насос-трубопровод-скважина"

Предложенное изобретение относится к области перекачки (добычи) высоковязких жидкостей, обладающих свойством зависимости эффективной вязкости от скорости перекачки. Техническим результатом является повышение эффективности (коэффициента полезного действия) работы насосного агрегата в системе «насос - трубопровод». Способ заключается в том, что производится регулирование режима течения неньютоновских жидкостей - псевдопластиков, нефти по трубам - колонна насосно-компрессорных труб, цилиндр длинноходового плунжерного насоса. При этом скорость сдвига должна быть больше некоторого предельного значения – (dV/dz)_k, определяемого в лабораторных условиях и характеризующего переход от течения неньютоновской жидкости к ньютоновской dV/dz~Q/R³>(dV/dz)_k, где Q - расход жидкости через поперечное сечение трубы радиуса R - в случае круглого сечения. 2 ил.

 

Предложенное изобретение относится к области перекачки (добычи) высоковязких жидкостей, обладающих свойством зависимости эффективной вязкости от скорости перекачки. Положительным результатом является повышение эффективности (коэффициента полезного действия) работы насосного агрегата в системе «насос - трубопровод».

В настоящее время добыча нефти характеризуется вовлечением в разработку высоковязких так называемых неньютоновских нефтей, вязкость которых велика настолько, что для их перекачки используются специальные способы уменьшения ее, например, подогрев (см. путевые подогреватели [1]). Однако, использование такого метода в скважинных условиях сопряжено с необходимостью усложнения конструкции и удорожания оборудования для скважинной добычи.

В связи с этим возникают лишние затраты, связанные с движением неньютоновской жидкости по стволу скважины - насосно-компрессорным трубам (НКТ).

Известно, что эффективная вязкость таких нефтей является функцией скорости сдвига [2].

Для снижения потерь на трение при движении неньютоновской нефти по НКТ предлагается следующее:

выбрать режим течения нефти по НКТ таким образом, чтобы скорость сдвига оказалась больше некоторого предельного значения , характеризующего переход от течения неньютоновской жидкости к ньютоновской (см. Фиг. 1).

При этом относительные потери на трение в трубопроводе будут уменьшаться (точнее, будут пропорциональны расходу Q в виде (Q/π*D³), где D - диаметр трубы, a R - соответственно ее радиус), так как

где а и b - соответственно, углы наклона функции

На Фиг. 1 показана зависимость напряжения сдвига τ от скорости сдвига dν/dz: где 1 - ньютоновская, 2 – неньютоновская (псевдопластичная) жидкости; a и b - соответственно углы наклона функции τ =f(dν/dz) в начале при малых dν/dz и при больших (больше (dν/dz)_k).

Для оценки эффективности перекачки неньютоновский нефти примем:

труба имеет постоянное сечение в виде окружности;

течение в трубе стационарное, ламинарное;

распределение скоростей частиц жидкости осесимметрично;

давление во всех точках поперечного сечения одинаково и изменяется лишь вдоль трубы.

Из второго и третьего допущения следует где r - расстояние от оси трубы до произвольной частицы жидкости, r∈[0, R], R - радиус трубы.

Запишем уравнение Бернулли для частиц жидкости, находящихся на расстоянии r от оси трубы

где ρ - плотность жидкости, р₁, - давление и скорость жидкости в сечении (S₁), а р₂, - давление и скорость в сечении (S₂), ε_тр - потеря энергии на выделенном участке, приходящаяся на единицу объема жидкости.

Тогда можно показать, что коэффициент полезного действия трубопровода (КПД) в виде

можно записать в виде:

где R - радиус трубы, ρ - плотность и - скорость потока жидкости, где Е - полная энергия, Е_полезн - полезная энергии единицы объема жидкости, а Е_тр, - потери на трение в жидкости.

Таким образом, для определения КПД в зависимости от скорости потока (и потерь на трение, соответственно) необходимо определить зависимость - распределение скоростей в сечении трубы.

Воспользуемся связью между скоростью и напряжением трения τ, которая для псевдопластичных жидкостей хорошо описывается выражением [3]:

где , 0<n<1, а k представляет собой меру консистенции жидкости - чем больше вязкость, тем больше k.

Используя (6) можно путем несложных преобразований привести ф. (5) к виду:

где a L - длина трубы.

Рассмотрим пример.

Пусть р₁=12⋅10⁶ Па, p₂=10⁵ Па, ρ=900 кг/м³, R=0,08 м, Q=2 м³/с, k=1,2 Па⋅cⁿ.

Тогда зависимость КПД от градиента скорости перекачки (n=0.25) (см. Фиг. 2):

На Фиг. 2 показана зависимость КПД трубопровода от скорости сдвига dν/dz (при n=0.25): величина (dν/dz)_k – критическое значение скорости сдвига, соответствующего переходу течения от псевдопластичного к ньютоновскому.

Видно, что существует переходной режим dν/dz >(dν/dz)_k, начиная с которого происходит переход течения от псевдопластического к ньютоновскому; при этом КПД перекачки начинает расти пропорционально росту расхода (до перехода потока с ламинарного течения к турбулентному).

Таким образом, предлагается для уменьшения потерь мощности на трение выбирать режим течения так, чтобы (см. Фиг. 1, 2):

1. ОАО "Нефтемаш». Подогреватели путевые. - http://dznm.ru/products/podogrevateli-putevye/

2. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с.

3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. - Изд. 2, перераб. и доп. - М.: «Недра», 1971. - 312 с.

4. Рабинович Е.З. Гидравлика. - М.: Недра, 1978. - 297 с.

Способ повышения эффективности работы системы «насос - трубопровод - скважина», заключающийся в том, что производится регулирование режима течения неньютоновских жидкостей - псевдопластиков, нефти по трубам - колонна насосно-компрессорных труб, цилиндр длинноходового плунжерного насоса, отличающийся тем, что скорость сдвига dV/dz~Q/R³>(dV/dz)_k, Q - расход жидкости через поперечное сечение трубы радиуса R - в случае круглого сечения, должна быть больше некоторого предельного значения - (dV/dz)_k, определяемого в лабораторных условиях и характеризующего переход от течения неньютоновской жидкости к ньютоновской.