Search

З метою розрахунку режиму роботи свердловинного штангового насоса, який приводиться в рух верстатом-гойдалкою, і струминного апарата (насоса, ежектора) при їх одночасній експлуатації, на прикладі реальної нафтової свердловини 753-Д НГВУ «Долинанафтогаз» визначено розподіл тиску і температури вздовж стовбура свердловини – від вибою до її гирла. При цьому застосовано вдосконалену методику розрахунку цих параметрів, яка базується на відомих методах Поеттмана-Карпентера і Баксендела. Завдяки цьому було усунуто недолік вказаних методів, а саме припущення, що характер зміни тиску та температури вздовж стовбура свердловини є лінійним, що дозволило одержати на 23% точніші результати. Крім того, застосовуючи алгоритм визначення густини ідеальної газорідинної суміші, обчислено швидкість руху газоводонафтової і водонафтової сумішей для низки перерізів по висоті насосно-компресорних труб за різних кутів повороту кривошипа верстата-гойдалки. Вказані величини дають можливість визначити глибину розташування нафтогазового ежектора у свердловині, а отже, і параметри на його вході (тиск, температуру, швидкість руху газорідинної суміші, її густину та ін.). Одержано залежності, що характеризують зміну густини газорідинної суміші свердловини вздовж її стовбура, а також густини вільного нафтового газу та об’ємного витратного газовмісту потоку в залежності від перерізу, що розглядається. Всі вище зазначені алгоритми були реалізовані за допомогою розроблених комп’ютерних програм. За допомогою отриманих результатів можливо обрати найвигідніше розташування ежектора для забезпечення ним максимального зниження тиску і зменшення навантаження на колону штанг., In order to calculate the working mode of a sucker-rod pump driven by the beam pumping unit and a jet pump during their simultaneous operation, pressure and temperature distribution along the wellbore from the bottom to the wellhead is determined for the real oil well 753-D "Dolynanaftogaz" Field Office. To calculate these parameters an improved methodology based on known Poettmann-Carpenter and Baxendel methods is used. As a result, the imperfection of these methods was eliminated, namely the assumption that pressure and temperature behavior along the wellbore is linear. This led to obtaining results which are up to 23% more accurate. In addition, using the algorithm for determining the density of perfect (ideal) liquid-gas mixture, the author has calculated the velocities of gas-water-oil and water-oil mixtures for a number of sections along the production tubing at different angles of the crank position in the beam pumping unit. The indicated values make it possible to determine the depth of the oilgas jet pump location in the well, and, consequently, the parameters at its input (pressure, temperature, velocity of the liquid-gas mixture, its density, etc.). Besides, the author studies the dependence which describes the behavior of the liquid-gas mixture density along the wellbore, as well as the relations between the density of the free oil gas, the volumetric consumption gas content of the flow and the placement of the section under consideration. All of the above-mentioned algorithms were implemented using developed computer programs. The obtained results give a possibility to choose the location of the jet pump in the well which is the most advantageous one for ensuring maximum pressure reduction and the decrease in the stem load.

The mathematical model for the liquid-gas mixture flow in pipelines is an initial-boundary value problem for a nonlinear hyperbolic conservation law system. This hyperbolic conservation law system together with boundary conditions is numerically solved using the essentially non-oscillatory (ENO) schemes. The optimization problem is a boundary control problem, i.e. boundary conditions that cause pressure values in the pipeline as close as possible to the desired ones are to be found, considering given constraints. The applied optimization method is the genetic algorithm (GA) with two different variable-to-chromosome coding strategies: binary coding and real coding. The results of both GA strategies applied to two pipeline flow optimization problems are presented and compared.

In this paper a mathematical model for nonstationary liquid-gas mixture flow in pipelines is presented covering waterhammer and cavitation phenomena. The proposed model which is an initial-boundary value problem for hyperbolic sastem of conservation laws is then analysed. Charcteristic fields for the hyperbolic system are calculated and Riemann problem is solved using shock waves and rarefaction waves. For the numerical solution of the complete problem essentially nonoscillatory schemes are recommended.